Fortis Inc.
TSX : FTS

Fortis Inc.

20 nov. 2008 19h35 HE

Fortis enregistre un bénéfice de 49 millions $ au troisième trimestre

ST-JOHN'S, TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR--(Marketwire - 20 nov. 2008) - Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") (TSX:FTS) a enregistré, pour son troisième trimestre, un bénéfice net attribuable aux actions ordinaires de 49 millions $, ou 0,31 $ par action ordinaire, en comparaison d'un bénéfice de 31 millions $, ou 0,20 $ par action ordinaire, au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats du troisième trimestre de 2008 comprennent une réduction d'impôts d'environ 7,5 millions $ (5,5 millions $ pour les sociétés Terasen Gas et 2 millions $ pour Terasen Inc.) liée au règlement de questions fiscales de Terasen s'appliquant à des périodes antérieures. En excluant la réduction des impôts de Terasen, le bénéfice du troisième trimestre s'est établi à 41,5 millions $, ou 0,26 $ par action ordinaire. Le bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice s'est établi à 169 millions $, ou 1,08 $ l'action ordinaire, en regard de 114 millions $, ou 0,86 $ l'action ordinaire, pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les résultats financiers pour la période correspondante de l'exercice 2007 ne reflétaient le bénéfice de Terasen que pour 4 1/2 mois, puisque ces activités ont été acquises le 17 mai 2007.

En excluant la réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $, les sociétés Terasen Gas ont subi une perte de 4,5 millions $ au troisième trimestre, ce qui est comparable au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En raison du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, la quasi-totalité de leur bénéfice annuel est générée au premier et au quatrième trimestres.

Le bénéfice des services publics réglementés d'électricité au Canada a atteint 38 millions $ pour le troisième trimestre, soit 10 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La croissance du bénéfice reflète principalement l'incidence favorable qu'a eue à Newfoundland Power la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, cette variation ayant fait progresser le bénéfice d'environ 5,5 millions $ pour le troisième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement énergétique moins élevés à FortisBC et les recouvrements d'impôts sur les bénéfices des sociétés plus élevés à FortisAlberta.

Le bénéfice annuel de Newfoundland Power ne devrait pas être touché par la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée; cependant, le bénéfice devrait connaître une baisse au premier et au quatrième trimestres et une hausse au deuxième et au troisième trimestres, comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

En septembre, FortisBC a déposé sa demande de tarifs pour 2009 qui prévoit une augmentation générale des tarifs, avec prise d'effet le 1er janvier 2009, compte tenu de l'incidence des investissements continus dans l'infrastructure et de la hausse des achats d'énergie attribuables à la croissance de la clientèle et de la demande en électricité. En octobre, Maritime Electric a déposé une demande d'augmentation du tarif de base, avec prise d'effet le 1er avril 2009, pour absorber une hausse du montant des coûts liés à l'énergie devant être recouvrés auprès de la clientèle à même la composante tarif de base de la facturation.

Quant aux services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes, le bénéfice s'est établi à 7 millions $ pour le troisième trimestre, en regard de 10 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle d'une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, d'une baisse du taux de rendement autorisé de l'actif de la base tarifaire à Belize Electricity, et de la perte de revenus à Fortis Turks and Caicos causée par l'incidence de l'ouragan Ike, en partie contrebalancée par la croissance générale des ventes d'électricité.

Le taux de rendement de l'actif autorisé cible de Belize Electricity a été réduit, passant de 12 % à 10 %, par suite de la décision finale de l'organisme de réglementation portant sur la demande de tarifs de cette société pour 2008/2009. Le 25 juillet 2008, Belize Electricity a déposé auprès de la Cour suprême du Belize une requête en révision judiciaire des règlements modifiés de 2008 sur lesquels la décision finale était fondée, et a interjeté appel de la décision finale. La requête a été reçue par la Cour le 3 octobre 2008. L'instance de révision judiciaire devrait avoir lieu vers la fin de 2008.

En septembre, l'ouragan Ike a frappé les îles Turks et Caicos, endommageant le réseau de distribution de Fortis Turks and Caicos. L'ouragan de catégorie 4 n'a pas causé de dommages importants aux installations de production de la société. Vers la fin du mois d'octobre, le service d'électricité a été rétabli pour tous les clients de Fortis Turks and Caicos qui étaient prêts à recevoir le service. Le bénéfice de Fortis Turks et Caicos pour son troisième trimestre a reculé d'environ 1 million $ en raison de la perte de revenus attribuable aux dommages provoqués par l'ouragan Ike. La société a une assurance contre les pertes d'exploitation qui comporte une période franche de 30 jours et a commencé à établir sa réclamation. Une tranche importante des coûts liés au rebranchement de la clientèle et au rétablissement du service d'électricité a trait aux immobilisations et, donc, n'a pas eu d'incidence sur le bénéfice.

Le bénéfice des activités non réglementées de Fortis Generation s'est établi à 9 millions $ pour le troisième trimestre, en hausse de 4 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison de la production hydroélectrique accrue au Belize et dans le nord de l'Etat de New York par suite de précipitations plus abondantes. La production hydroélectrique du Belize a monté de 22 % depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. A la fin du mois d'octobre, le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal.

Le bénéfice de Fortis Properties s'est établi à 9 millions $ pour le troisième trimestre, en regard de 8 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation résulte d'une amélioration du rendement des divisions hôtelières et immobilières, y compris les contributions du Delta Regina qui a été acquis le 1er août 2007.

Les charges du secteur Siège social et autres se sont établies à 15 millions $ pour le troisième trimestre, par rapport à 16 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse a principalement découlé de l'incidence favorable d'environ 2 millions $ du règlement d'impôts de Terasen Inc.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les flux de trésorerie d'exploitation se sont élevés à 449 millions $ comparativement à 221 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison des contributions des sociétés Terasen Gas pour neuf mois en 2008 comparativement à 4 1/2 mois en 2007.

Les dépenses en immobilisations consolidées, avant les contributions de la clientèle, ont été de 623 millions $ depuis le début de l'exercice, et devraient excéder 900 millions $ en 2008. Le programme de dépenses en immobilisations consolidées est réparti entre les services publics de l'ouest du Canada et les activités de services publics d'électricité réglementés et non réglementés dans les Caraïbes.

Au 30 septembre 2008, Fortis avait des facilités de crédit consolidées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,5 milliard $ demeurait inutilisée. Au cours des cinq prochaines années, les échéances moyennes annuelles de la dette à long terme devraient être d'environ 180 millions $.

Jusqu'à la fin d'octobre, Fortis et ses entreprises de services publics avaient mobilisé près de 900 millions $ par l'émission d'actions privilégiées et de titres d'emprunt de 30 ans en 2008, y compris l'émission par Fortis Inc. d'actions privilégiées de premier rang à un taux d'intérêt fixe de 5,25 % rétabli sur cinq ans de série G d'un capital de 230 millions $, l'émission par Terasen Gas Inc. de débentures à 5,80 % d'un capital de 250 millions $, l'émission par Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. de débentures à 6,05 % d'un capital de 250 millions $, l'émission par Fortis Alberta de débentures à 5,85 % d'un capital de 100 millions $ et l'émission par Maritime Electric d'obligations à 6,05 % d'un capital de 60 millions $.

En août, Caribbean Utilities a finalisé un placement de droits, pour un produit brut d'environ 28 millions $ US, auquel Fortis a contribué 24 millions $ US du fait de sa participation dans le placement de droits. Le produit a été affecté au remboursement d'emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations.

En octobre, Standard & Poor's a retiré Fortis de ses indices S&P/TSX Completion et Equity Completion, et elle l'a incluse dans les indices S&P/TSX 60, 60 Capped et Equity 60.

"Nos entreprises de services publics demeurent concentrées sur la réalisation de leurs projets d'immobilisations en cours pour 2008. Pendant les cinq prochains exercices, notre programme de dépenses en immobilisations consolidées devrait excéder 4,5 milliards $, dont la quasi-totalité sera financée par les filiales. Ces dépenses en immobilisations, qui seront surtout engagées dans l'ouest du Canada et dans les Caraïbes, ajouteront de la valeur pour la clientèle et les actionnaires et renforceront notre position à titre de propriétaire de premier plan d'infrastructures énergétiques au Canada", a dit M. Marshall, président et chef de la direction générale de Fortis.


Rapport de gestion intermédiaire

Pour les trois mois et neuf mois terminés le 30 septembre 2008

En date du 31 octobre 2008

L'analyse ci-dessous doit être lue avec les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") et les notes y afférentes pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008 et avec le rapport de gestion et les états financiers consolidés vérifiés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 inclus dans le rapport annuel de 2007 de la Société. Ce rapport a été préparé conformément au Règlement 51-102 sur les obligations d'information continue relativement au rapport de gestion. L'information financière présentée dans le présent communiqué de presse a été préparée selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") et est exprimée en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Fortis inclut dans le rapport de gestion des énoncés prospectifs au sens accordé par les lois sur les valeurs mobilières applicables du Canada ("énoncés prospectifs"). Les énoncés prospectifs reflètent les attentes de la direction à l'égard de la croissance future, des résultats d'exploitation, du rendement, des perspectives et des occasions d'affaires de la Société et peuvent ne pas convenir à d'autres circonstances. Tous les énoncés prospectifs sont formulés sous réserve des dispositions d'exonération des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Les termes "anticiper", "croire", "estimer", "s'attendre à", "prévoir", "avoir l'intention de", "planifier", "projeter", "calendrier" et autres expressions semblables ainsi que l'utilisation du conditionnel et du futur ont été utilisés pour désigner les énoncés prospectifs, bien que l'ensemble des énoncés prospectifs ne comporte pas ces termes. Les énoncés prospectifs reflètent les opinions actuelles de la direction et sont fondés sur les renseignements dont dispose actuellement la direction de la Société. Les énoncés prospectifs du rapport de gestion comprennent, sans s'y restreindre, des déclarations sur ce qui suit : le capital requis au titre du programme consolidé de dépenses en immobilisations et du financement des acquisitions devrait provenir d'une combinaison d'emprunts en vertu des facilités de crédit et de l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de titres de créance à long terme; la Société a prévu des dépenses en immobilisations brutes consolidées pour 2008 et pour les cinq prochains exercices; la Société est d'avis que son programme d'immobilisations devrait entraîner une croissance du bénéfice; les échéances annuelles moyennes prévues de la dette à long terme au cours des cinq prochains exercices; la probabilité que les contreparties aux instruments financiers dérivés des sociétés Terasen Gas continueront de respecter leurs obligations; le moment prévu de réception des décisions réglementaires en matière de tarifs; le moment prévu de la révision judiciaire
de 2008 des règlements modifiés liés à Belize Electricity; et l'incidence prévue de l'ouragan Ike sur les produits de Fortis Turks and Caicos pour le quatrième trimestre de 2008. Les prévisions et les projections composant les informations prospectives reposent sur des hypothèses qui comprennent, sans s'y restreindre : la réception des approbations réglementaires nécessaires et des ordonnances tarifaires demandées; l'absence de perturbations de service ou de passifs environnementaux importants attribuables à un sinistre ou à un bouleversement de l'environnement dû à des conditions météorologiques difficiles, d'autres phénomènes naturels ou des événements majeurs; la capacité de la Société à entretenir ses réseaux de gaz et d'électricité afin d'assurer leur rendement continu; la concurrence des prix du gaz naturel par rapport à ceux de l'électricité et d'autres sources d'énergie alternatives; la disponibilité de l'approvisionnement en gaz naturel; une conjoncture économique favorable; le niveau des taux d'intérêt; la capacité de couvrir certains risques; l'absence de défaut de la part de contreparties; l'accès au capital; le maintien de couvertures d'assurance adéquates; la capacité d'obtenir des licences et des permis; le niveau des prix de l'énergie; la conservation des territoires desservis existants; les relations de travail favorables; et des ressources humaines suffisantes pour offrir un service adéquat et mettre en oeuvre le programme d'immobilisations. Les informations prospectives sont assujetties à des risques, incertitudes et autres facteurs pouvant altérer considérablement les résultats réels par rapport aux résultats historiques ou aux résultats prévus selon les informations prospectives. Les facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats ou événements s'écartent de nos prévisions actuelles comprennent, sans s'y restreindre : la réglementation; les risques liés à l'exploitation et à l'entretien; les prix du gaz naturel et l'approvisionnement
en gaz naturel; la conjoncture économique; les conditions météorologiques et le caractère saisonnier; les taux d'intérêt; les changements dans les lois fiscales; les instruments financiers dérivés et les couvertures; les risques de contreparties; les risques liés à Terasen Gas (Vancouver Island) Inc.; les ressources en capital; l'environnement; les assurances; les licences et les permis; les prix de l'énergie et la cessation du Niagara Exchange Agreement; la perte d'un territoire de service; les terres des Premières nations; les relations de travail; les ressources humaines; et le risque d'illiquidité. Pour des renseignements additionnels à l'égard de ces facteurs de risque, se reporter aux documents d'information continue de la Société déposés de temps à autre auprès des organismes de réglementation canadiens en valeurs mobilières, y compris les facteurs décrits à la rubrique " Gestion du risque d'affaires " du rapport de gestion pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008 et pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007.

L'ensemble des énoncés prospectifs du rapport de gestion est visé par ces mises en garde et, à moins que la loi l'exige, la Société décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser toute information prospective, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou autrement après la date des présentes.


APERCU DE LA SOCIETE ET FAITS SAILLANTS FINANCIERS

Fortis, la plus importante société de services publics de distribution du Canada détenue par des investisseurs, sert plus de deux millions de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services publics d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Elle possède par ailleurs des actifs de production non réglementés un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York, ainsi que des hôtels et des immeubles commerciaux au Canada. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, les réseaux de distribution d'électricité de la Société ont répondu à une demande de pointe en électricité combinée d'environ 5 600 mégawatts ("MW"), et ses réseaux de distribution de gaz ont répondu à une demande de pointe quotidienne de 1 313 térajoules ("TJ"). Pour des renseignements supplémentaires sur les secteurs d'activité de la Société, se reporter à la note 1 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.

Les services publics réglementés de la Société ont pour objectifs principaux l'exploitation de réseaux de distribution de gaz et d'électricité solides, la livraison sécuritaire et fiable de gaz et d'électricité à la clientèle à des tarifs raisonnables, et la conduite des affaires de façon responsable sur le plan environnemental. Les principales activités de services publics de la Société sont très réglementées. Fortis isole ses entreprises de services publics par zones de franchise et, selon des exigences d'ordre réglementaire, en fonction de la nature des actifs.

Fortis a adopté une stratégie de croissance rentable, le résultat par action ordinaire étant retenu comme principale mesure du rendement. Les principaux faits saillants financiers, y compris le bénéfice par secteur isolable, pour les périodes de trois et neuf mois terminées les 30 septembre 2008 et 2007 sont présentés dans le tableau suivant.



Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $, sauf le
résultat par action
ordinaire et le nombre
d'actions ordinaires
en circulation) Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits 727 651 76 2 721 1 700 1 021
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
d'exploitation 17 59 (42) 449 221 228
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 49 31 18 169 114 55
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire ($) 0,31 0,20 0,11 1,08 0,86 0,22
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire ($) 0,31 0,20 0,11 1,06 0,79 0,27
-------------------------------------------------------------------------
Nombre moyen pondéré
d'actions ordinaires
en circulation
(en millions) 157,2 154,5 2,7 156,9 131,6 25,3
-------------------------------------------------------------------------


Bénéfice net sectoriel

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés de gaz
au Canada
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés
Terasen Gas(1) 1 (4) 5 71 (3) 74
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité au
Canada
FortisAlberta 17 15 2 35 42 (7)
-------------------------------------------------------------------------
FortisBC(2) 8 6 2 27 24 3
-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 8 2 6 24 21 3
-------------------------------------------------------------------------
Autres services
au Canada(3) 5 5 - 11 13 (2)
-------------------------------------------------------------------------
38 28 10 97 100 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Services publics
réglementés
d'électricité dans
les Caraïbes(4) 7 10 (3) 9 22 (13)
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées - Fortis
Generation(5) 9 5 4 22 17 5
-------------------------------------------------------------------------
Activités non
réglementées - Fortis
Properties(6) 9 8 1 19 16 3
-------------------------------------------------------------------------
Siège social
et autres(7) (15) (16) 1 (49) (38) (11)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 49 31 18 169 114 55
-------------------------------------------------------------------------

(1) Formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), de Terasen Gas (Vancouver Island)
Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"). Les
résultats financiers sont présentés pour la période à compter de
la date d'acquisition, soit le 17 mai 2007.

(2) Comprend les activités réglementées de FortisBC Inc. et les services
d'exploitation, d'entretien et de gestion liés aux centrales
hydroélectriques Waneta, Brilliant et Arrow Lakes, ainsi que le
réseau de distribution dont la Ville de Kelowna est propriétaire.
Exclut les activités de production non réglementées de la société
en commandite en propriété exclusive de FortisBC Inc., Walden Power
Partnership.

(3) Comprend Maritime Electric et FortisOntario. FortisOntario est
composée de La Compagnie canadienne d'énergie Niagara Limitée et
de Cornwall Electric.

(4) Comprend Belize Electricity, dans laquelle Fortis détient une
participation conférant le contrôle d'environ 70 %; Caribbean
Utilities sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, dans laquelle
Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ
57 %, et sa filiale en propriété exclusive Fortis Turks and Caicos.
L'exercice de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par
conséquent, jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement,
les états financiers de Caribbean Utilities étaient consolidés
dans les états financiers de Fortis avec un décalage de deux
mois. Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice pour
l'établir au 31 décembre, de telle sorte que la Société
consolidera au quatrième trimestre de 2008 des résultats financiers
pour cinq mois de Caribbean Utilities. Par la suite, le décalage
de deux mois dans la consolidation des résultats financiers de
Caribbean Utilities sera par conséquent éliminé.

(5) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York, dont
la capacité de production combinée, principalement
hydroélectrique, s'élève à 195 MW.

(6) Comprend 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit
provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés
d'immeubles commerciaux, principalement dans le Canada atlantique.

(7) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis et,
à compter du 17 mai 2007, les charges nettes des activités non
réglementées du siège social de Terasen Inc. ("Terasen"),
les résultats financiers de la participation de 30 % de Terasen
dans CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP") et ceux de
la filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen,
Terasen Energy Services Inc. ("TES").



RESULTATS D'EXPLOITATION SECTORIELS

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES DE GAZ AU CANADA

Sociétés Terasen Gas



Sociétés Terasen Gas
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre


Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007(1) Variation 2008 2007(1) Variation
-------------------------------------------------------------------------
Volumes de
gaz (TJ) 30 798 31 441 (643) 154 306 49 185 105 121
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 271 227 44 1 296 357 939
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 157 118 39 850 191 659
-------------------------------------------------------------------------
Charges
d'exploitation 59 56 3 182 84 98
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 24 23 1 73 35 38
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 33 33 - 96 48 48
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) (3) 1 (4) 24 2 22
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) 1 (4) 5 71 (3) 74
-------------------------------------------------------------------------

(1) Les résultats financiers sont présentés à compter de la date
d'acquisition, soit le 17 mai 2007.


Le 17 mai 2007, Fortis a fait l'acquisition de toutes les actions ordinaires émises et en circulation de Terasen. Terasen est le propriétaire et l'exploitant d'une entreprise de distribution de gaz exercée par TGI, TGVI et TGWI, collectivement appelées les sociétés Terasen Gas, et est le principal distributeur de gaz naturel en Colombie-Britannique.

Volumes de gaz : Les volumes de gaz des sociétés Terasen Gas ont reculé de 643 TJ, ou 2,0 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse découle surtout des volumes de transport moins élevés pour les clients qui ont leur propre approvisionnement en gaz, en partie contrebalancée par des volumes de ventes plus élevés à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue attribuables à des températures plus basses comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent ainsi qu'à la croissance de la clientèle et à l'augmentation des volumes de ventes aux clients liés par des contrats à prix fixe. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les volumes de gaz ont été de 154 306 TJ, en hausse de 2 437 TJ, ou 1,6 %, par rapport aux 151 869 TJ atteints par les sociétés Terasen Gas pour les neuf premiers mois de l'exercice précédent. L'augmentation découle des volumes de ventes plus élevés à la clientèle résidentielle en raison d'une consommation accrue attribuable à des températures plus basses comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent ainsi qu'à la croissance de la clientèle et à la hausse des volumes de ventes aux clients liés par des contrats à prix fixe. L'augmentation a été en partie contrebalancée par la baisse des volumes de transport pour les clients qui ont leur propre approvisionnement en gaz.

La variation des niveaux de consommation et des coûts de l'approvisionnement énergétique par rapport aux niveaux prévus aux fins de l'établissement des tarifs de distribution du gaz n'a pas une incidence importante sur le bénéfice en raison des mécanismes de report réglementaire approuvés par la British Columbia Utilities Commission ("BCUC").

Au troisième trimestre de 2008, le nombre de nouveaux clients, montant net, pour TGI et TGVI a totalisé 2 244, portant à 924 204 le nombre total de clients au 30 septembre 2008. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, le nombre de nouveaux clients, montant net, a totalisé 5 573, comparativement à 6 323 nouveaux clients pour la période correspondante de l'exercice précédent, conformément aux attentes. La conjoncture économique et l'activité du marché de l'habitation en Colombie-Britannique ont encore été favorables à la croissance de la clientèle dans la région.

Produits : Les produits ont dépassé de 44 millions $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement pour les raisons suivantes : i) consommation accrue de la clientèle résidentielle; ii) hausse des coûts du gaz facturés à la clientèle; et iii) augmentation des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, jumelée à une hausse du taux de rendement des capitaux propres en actions ordinaires ("RCP") autorisé pour TGI et TGVI atteignant respectivement 8,62 % et 9,32 %, contre respectivement 8,37 % et 9,07 %.

Les produits se sont établis à environ 1,3 milliard $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, comparativement à 357 millions $ pour une partie des neuf premiers mois de l'exercice précédent. En plus de refléter neuf mois complets de produits en 2008, les produits ont aussi augmenté par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent pour les mêmes raisons que celles décrites ci-dessus pour le trimestre.

Bénéfice : Le bénéfice a monté de 5 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'une réduction d'impôts liée au règlement de questions fiscales s'appliquant à des périodes antérieures. Au cours du troisième trimestre, Terasen a conclu un règlement avec Revenu Québec et l'Agence du revenu du Canada à l'égard de montants dus en raison d'une modification apportée à la loi fiscale du Québec. Cette modification a été promulguée en 2006 aux fins de contester certaines structures fiscales canadiennes interprovinciales. En conséquence de ce règlement, les sociétés Terasen Gas ont enregistré une réduction d'impôts d'environ 5,5 millions $ au troisième trimestre de 2008. En excluant la réduction d'impôts, les sociétés Terasen Gas ont subi une perte d'environ 4,5 millions $ au troisième trimestre, ce qui est comparable au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le caractère saisonnier a une incidence importante sur le bénéfice des sociétés Terasen Gas, puisqu'une part importante du gaz distribué sert au chauffage. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de la croissance de la clientèle et d'un taux d'imposition effectif sur les bénéfices des sociétés moins élevé a été contrebalancée par la hausse des charges d'exploitation qui a été entraînée par l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et de la dotation aux amortissements liée aux investissements continus dans les immobilisations.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice s'est établi à 71 millions $ comparativement à une perte de 3 millions $ pour une partie des neuf premiers mois de l'exercice précédent. En plus de refléter neuf mois complets de produits en 2008 et l'incidence de la réduction d'impôts décrite ci-dessus, le bénéfice des neuf premiers mois de l'exercice a profité de l'incidence favorable de l'augmentation des taux de distribution du gaz, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de la croissance de la clientèle et d'un taux d'imposition effectif sur les bénéfices des sociétés moins élevé. La progression a été en partie contrebalancée par la hausse des charges d'exploitation et de la dotation aux amortissements, pour les mêmes raisons que celles décrites ci-dessus pour le trimestre, ainsi que par des frais financiers plus élevés reflétant des taux d'emprunt accrus et une augmentation des emprunts sur les facilités de crédit.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant aux sociétés Terasen Gas, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE AU CANADA

FortisAlberta



FortisAlberta
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre


Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Livraisons
d'électricité (GWh) 3 748 3 781 (33) 11 654 11 376 278
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 74 70 4 222 202 20
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 31 31 - 96 90 6
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 22 19 3 63 56 7
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 10 8 2 30 26 4
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (6) (3) (3) (2) (12) 10
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 17 15 2 35 42 (7)
-------------------------------------------------------------------------


Livraisons d'énergie : Les livraisons d'énergie de FortisAlberta ont baissé de 33 gigawattheures ("GWh"), ou 0,9 %, par rapport à celles du trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse de la consommation moyenne par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent a plus que contrebalancé l'incidence de la croissance de la clientèle. La consommation moyenne au cours du troisième trimestre de l'exercice précédent était élevée en raison d'un mois de juillet plus chaud que la normale. Les livraisons d'énergie ont augmenté de 278 GWh, ou 2,4 %, depuis le début de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, surtout en raison de la croissance de la clientèle. Pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008, le nombre de clients de FortisAlberta a augmenté d'environ 8 800, pour s'établir à 456 800. Puisqu'une tranche importante des produits de distribution est tirée de déterminants de facturation fixes ou en grande partie fixes, la variation des livraisons d'énergie n'est pas directement corrélée à la variation des produits.

Produits : Les produits ont progressé de 4 millions $ pour le trimestre, et de 20 millions $ pour la période de neuf mois comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations découlent principalement d'une hausse de 6,8 % des tarifs de distribution imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, de l'incidence de la croissance de la clientèle et de la charge, de l'incidence accumulée, en date du 1er janvier 2008, de la hausse du RCP autorisé pour 2008, qui est passé de 8,51 % à 8,75 %, sur le recouvrement à même les tarifs de distribution futurs imposés à la clientèle et de l'augmentation des produits tirés des redevances de franchises. Les augmentations ont été en partie contrebalancées par la baisse des produits tirés du transport net et des produits divers.

Bénéfice : Le bénéfice a été de 2 millions $ plus élevé par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la hausse des recouvrements d'impôts futurs, principalement liée au compte de report des charges de l'Alberta Electric System Operator ("AESO"), approuvé par l'organisme de réglementation. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'incidence de la hausse des tarifs de distribution imposés à la clientèle, de la croissance de la clientèle et de la charge, et de l'augmentation du RCP autorisé a été plus que contrebalancée par l'augmentation de la dotation aux amortissements attribuable aux investissements continus dans les immobilisations et aux taux d'amortissement plus élevés prévus par l'Accord de règlement négocié pour 2008/2009; et par l'augmentation des frais financiers en raison du niveau plus élevé de la dette au soutien de l'important programme de dépenses en immobilisations de la société.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice a baissé de 7 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison de recouvrements d'impôts futurs moins élevés liés au compte de report des charges de l'AESO approuvé par l'organisme de réglementation. En outre, l'incidence de l'augmentation des tarifs de distribution à la clientèle, de la croissance de la clientèle et de la charge et de la hausse du RCP autorisé a été en partie contrebalancée par : i) la hausse des charges d'exploitation due à l'augmentation du coût de la main-d'oeuvre contractuelle, la montée des coûts de main-d'oeuvre et des avantages sociaux attribuable à la hausse des salaires et du nombre d'employés, et l'augmentation des charges d'exploitation générales; et ii) l'augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers pour les raisons décrites ci-dessus pour le trimestre.

Le compte de report des charges de l'AESO de FortisAlberta absorbe les écarts entre les montants facturés par l'AESO à FortisAlberta au titre des tarifs de transport, et les montants recouvrés par FortisAlberta auprès de la clientèle par l'intermédiaire de la composante du tarif de transport des tarifs de base. Sous réserve d'une approbation réglementaire, les montants chargés par l'AESO qui excèdent les montants recouvrés auprès de la clientèle sont reportés à titre d'actif réglementaire pour recouvrement futur auprès de la clientèle, et les montants recouvrés auprès de la clientèle qui excèdent les montants chargés sont reportés à titre de passif réglementaire pour remboursement futur à la clientèle. Habituellement, il y a un délai de deux ans entre le report des montants du compte de report des charges de l'AESO et le moment où ils sont recouvrés auprès de la clientèle, ou remboursés à celle-ci, par l'intermédiaire des tarifs.

FortisAlberta comptabilise les impôts sur les bénéfices selon la méthode des impôts exigibles, comme il a été approuvé par son organisme de réglementation, à l'exception de certains comptes de report, y compris le compte de report des charges de l'AESO, à l'égard desquels les impôts sur les bénéfices sont comptabilisés selon la méthode du report variable. Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a établi que le bénéfice d'exploitation imposable, compte non tenu de l'incidence du compte de report des charges de l'AESO, pourrait être ramené à zéro par l'utilisation de déductions pour amortissement. Ainsi, en appliquant les déductions fiscales liées aux paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO, un report de perte fiscale pourrait être créé, et un recouvrement d'impôts futurs pourrait être comptabilisé. En comptabilisant les impôts sur les bénéfices selon la méthode du report variable, un actif d'impôts futurs lié au report de perte fiscale n'est pas comptabilisé à moins que le recouvrement ne soit certain. Etant donné que les paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO peuvent être recouvrés auprès de la clientèle à l'avenir, un actif d'impôts futurs a été comptabilisé au troisième trimestre de 2008 et retranché du passif d'impôts futurs à long terme de FortisAlberta.

Avant le troisième trimestre de 2008, FortisAlberta ne déduisait pas les paiements relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO pour créer des reports de pertes fiscales, et ne comptabilisait pas le recouvrement d'impôts futurs connexe. Cette pratique a entraîné, dans la comptabilisation de l'incidence des impôts futurs, un décalage de deux ans entre les paiements des montants relatifs aux tarifs de transport faits à l'AESO et le moment de leur recouvrement auprès de la clientèle. A l'avenir, il ne devrait plus y avoir de variations des impôts sur les bénéfices des sociétés attribuables à l'utilisation du compte de report des charges de l'AESO.

Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a comptabilisé un recouvrement d'impôts futurs de 4,5 millions $ qui avait précédemment été passé en charges au cours du premier semestre de 2008. Pour le troisième trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice 2007, des recouvrements d'impôts futurs d'environ respectivement 3 millions $ et 10 millions $ avaient été comptabilisés, principalement en raison de l'encaissement accéléré de montants reportés dans le compte de report des charges de l'AESO. En septembre et en décembre 2007, le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2006 de 28 millions $ et le solde des charges reportées de l'AESO à recevoir de 2007 d'environ 38 millions $ ont été vendus à une banque à charte canadienne et le produit de cette vente a été constaté en 2007.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisAlberta, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

FortisBC



FortisBC
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 697 703 (6) 2 245 2 252 (7)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 52 52 - 171 167 4
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 12 15 (3) 45 48 (3)
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 16 16 - 49 49 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 8 7 1 25 23 2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 7 7 - 21 19 2
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 1 1 - 4 4 -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 6 2 27 24 3
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de FortisBC ont diminué de 6 GWh, ou 0,9 %, en comparaison du trimestre correspondant de l'exercice précédent, et de 7 GWh, ou 0,3 % pour les neuf premiers mois de 2008 comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de la réduction des charges des clients industriels, attribuable à un ralentissement généralisé du secteur forestier, a été en partie contrebalancée par la croissance de la clientèle résidentielle, des services généraux et de gros, principalement dans la région de l'Okanagan.

Produits : Les produits ont été comparables à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence favorable : i) d'une hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité, en vigueur le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence d'une augmentation du RCP autorisé de 2008, qui est passé de 8,77 % à 9,02 %; ii) d'une augmentation de 0,8 % des tarifs d'électricité, avec prise d'effet le 1er mai 2008, afin de transférer à la clientèle la hausse des coûts de l'énergie achetée auprès de BC Hydro; et iii) d'un changement de la composition des ventes, qui comportent moins de ventes à des catégories de clients à tarif plus bas et plus de ventes à des catégories de clients à tarif plus élevé; a été contrebalancée par : i) des contributions aux produits moins élevées de la part des services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion; ii) la baisse des ventes d'électricité; et iii) l'augmentation des rajustements incitatifs d'établissement des tarifs en fonction du rendement ("ETR") à payer à la clientèle, élément qui a fait reculer les produits.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les produits ont dépassé de 4 millions $ ceux de la période correspondante de l'exercice précédent, en raison des augmentations des tarifs d'électricité et du changement de la composition des ventes, en partie contrebalancés par les mêmes facteurs que ceux décrits ci-dessus pour le trimestre.

Bénéfice : Le bénéfice de FortisBC a augmenté de 2 millions $ par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation tient principalement à la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, en partie contrebalancée par une augmentation de la dotation aux amortissements entraînée par l'important programme de dépenses en immobilisations de la société. La baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique vient du fait qu'une plus grande partie de l'énergie a été produite par les centrales hydroélectriques de la société plutôt qu'achetée pendant les périodes présentées, et qu'il y a eu une baisse des ventes d'électricité et un recul des prix moyens de l'énergie sur le marché, en partie contrebalancés par la hausse des prix exigés par BC Hydro, hausse qui a été transférée à la clientèle par l'intermédiaire des tarifs.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le bénéfice a augmenté de 3 millions $ comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation découle principalement de la hausse de 2,9 % des tarifs d'électricité et de la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, en partie contrebalancées par une augmentation de la dotation aux amortissements et des frais financiers liée à l'important programme de dépenses en immobilisations de la société. Les coûts de l'approvisionnement énergétique ont baissé en raison des facteurs décrits ci-dessus pour le trimestre, de même que de l'incidence d'un produit d'assurance de 0,6 million $ reçu au deuxième trimestre de 2008 relativement à la défaillance d'un turbogénérateur en 2006.

Les charges d'exploitation ont été comparables à celles du trimestre de l'exercice précédent et à celles des neuf premiers mois de l'exercice précédent. L'incidence de la programmation en 2008 de certains projets d'exploitation et d'entretien, ajoutée à l'augmentation des coûts de main-d'oeuvre et aux hausses inflationnistes générales, a été contrebalancée par un recul des charges d'exploitation liées aux services non réglementés d'exploitation, d'entretien et de gestion.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à FortisBC, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

Newfoundland Power



Newfoundland Power
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 897 874 23 3 796 3 709 87
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 94 90 4 378 359 19
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 51 59 (8) 243 239 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 11 12 (1) 38 39 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 11 6 5 33 25 8
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 8 10 (2) 25 26 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 5 1 4 15 9 6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 8 2 6 24 21 3
-------------------------------------------------------------------------


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité de Newfoundland Power ont augmenté de 23 GWh, ou 2,6 %, pour le trimestre et de 87 GWh, ou 2,3 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations s'expliquent en grande partie par l'incidence combinée de la croissance de la clientèle et d'une consommation moyenne plus élevée.

Produits : Les produits ont progressé de 4 millions $ pour le trimestre et de 19 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression provient d'une augmentation moyenne des tarifs imposés à la clientèle de 2,8 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, qui comprenait l'incidence de l'augmentation du RCP autorisé de 2008 qui est passé de 8,60 % à 8,95 %, et de la croissance des ventes d'électricité. La progression des produits reflète aussi l'augmentation de l'amortissement des passifs réglementaires conformément aux ordonnances prescrites par les organismes de réglementation.

Bénéfice : Le bénéfice de Newfoundland Power s'est établi à 6 millions $ de plus qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent, compte tenu de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait progresser le bénéfice d'environ 5,5 millions $ au troisième trimestre de 2008. Selon la structure tarifaire réglementée, la charge annuelle d'électricité achetée par kilowattheure ("kWh") est plus élevée en hiver et moins élevée en été. En 2007, Newfoundland Power a estimé et comptabilisé la charge mensuelle d'électricité achetée selon le coût annuel moyen par kWh prévu. Les écarts entre la charge mensuelle d'électricité achetée estimative et les coûts fondés sur le coût réel par kWh ont été rajustés à l'aide d'une réserve réglementaire dont l'utilisation a été supprimée avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La charge mensuelle d'électricité achetée est désormais comptabilisée au coût réel par kWh. En raison de cette modification, le bénéfice de 2008 devrait être moins élevé pour les premier et quatrième trimestres, et plus élevé pour les deuxième et troisième trimestres en regard des périodes correspondantes de 2007. La variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée n'aura pas d'effet sur le bénéfice annuel. En excluant l'incidence favorable d'environ 5,5 millions $ de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, comme il est décrit ci-dessus, le bénéfice se compare à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Le bénéfice de Newfoundland Power a été de 3 millions $ plus élevé pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, qui a fait augmenter le bénéfice depuis le début de l'exercice d'environ 2 millions $.

La dotation aux amortissements est répartie trimestriellement en fonction de la marge brute. La dotation aux amortissements a augmenté en raison de la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée et du fait du recouvrement, dans les tarifs imposés à la clientèle, de la dotation aux amortissements antérieurement reportée qui a été approuvé par l'organisme de réglementation, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La charge d'impôts sur les bénéfices des sociétés a augmenté pour le trimestre et les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent étant donné que le bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et les taux d'imposition effectifs des sociétés ont été plus élevés. Si les taux d'imposition effectifs des sociétés ont été plus élevés, c'est que les déductions aux fins fiscales ont baissé par rapport aux déductions aux fins comptables.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Newfoundland Power, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".

Autres services publics d'électricité au Canada



Autres services publics d'électricité au Canada(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 532 537 (5) 1 639 1 655 (16)
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 66 63 3 197 198 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 44 41 3 133 132 1
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 7 7 - 21 21 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 4 - 13 12 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 4 - 13 13 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 2 2 - 6 7 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 5 5 - 11 13 (2)
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario.


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des autres services publics d'électricité au Canada ont reculé de 5 GWh, ou 0,9 %, par rapport au trimestre de l'exercice précédent, puisque la consommation moyenne a baissé en Ontario, mais cette baisse a été en partie contrebalancée par l'incidence d'une augmentation du nombre de clients résidentiels à l'Ile-du-Prince-Edouard. Les ventes d'électricité ont diminué de 16 GWh, ou 1,0 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent, du fait d'une baisse de la consommation moyenne en Ontario, de la perte d'un important client industriel en Ontario au premier trimestre de 2007 et de l'arrêt temporaire des activités d'un autre client industriel en Ontario depuis mai 2007.

Produits : Les produits ont grimpé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'une augmentation de 1,8 % des tarifs de base de l'électricité à Maritime Electric, avec prise d'effet le 1er avril 2008, d'une augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de base de distribution de l'électricité à FortisOntario avec prise d'effet le 1er mai 2008 et du transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario. La hausse des produits a été atténuée par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les produits se sont établis à 197 millions $ comparativement à 198 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution s'explique par l'incidence de la baisse des ventes d'électricité et du remboursement, au cours du deuxième trimestre de 2008, d'environ 3 millions $ que FortisOntario avait reçu au cours du quatrième trimestre de 2007, en partie contrebalancée par l'augmentation des tarifs de base de l'électricité, comme il est décrit ci-dessus pour le trimestre, et par le transfert à la clientèle de la hausse des coûts de l'approvisionnement énergétique à FortisOntario. En avril 2008, la US Federal Energy Regulatory Commission ("FERC") a émis une ordonnance établissant que le remboursement unique d'environ 3 millions $ (2 millions $ après impôts) fait à FortisOntario en décembre 2007 par Niagara Mohawk Power Corporation ("NIMO"), dans le cadre des ententes d'interconnexion pour le transport transfrontalier, n'aurait pas dû être ordonné à l'origine puisque la FERC n'a pas d'autorité sur les ententes d'interconnexion en question et n'avait, par conséquent, pas d'autorité pour ordonner le remboursement. En mai 2008, FortisOntario a rendu les montants remboursés à NIMO.

Bénéfice : Le bénéfice a été comparable pour le trimestre et moins élevé de 2 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. En excluant le remboursement rendu non récurrent de 2 millions $ après impôts au cours du deuxième trimestre de 2008 par FortisOntario décrit ci-dessus, le bénéfice a été pour les neuf premiers mois de l'exercice comparable à celui de la période correspondante de l'exercice précédent. L'incidence de la hausse des tarifs de base de l'électricité a été en grande partie annulée par l'effet de la baisse des ventes d'électricité.

En octobre 2008, FortisOntario a conclu une entente définitive visant l'acquisition d'une participation sans contrôle de 10 % dans les activités de distribution d'électricité de Grimsby Power Inc., pour une contrepartie au comptant d'environ 1,1 million $, plus des services de migration du système d'information sur la clientèle de Grimsby Power Inc. vers le système de FortisOntario. Grimsby Power Inc. sert environ 10 000 clients au sein d'un territoire de service situé tout près des installations de FortisOntario à Fort Erie. La clôture de cette opération est conditionnelle à la réception des approbations réglementaires.

Pour en savoir plus sur la nature de la réglementation et sur les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Maritime Electric et à FortisOntario, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".


SERVICES PUBLICS REGLEMENTES D'ELECTRICITE DANS LES CARAIBES



Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Cours du change moyen
entre le dollar
américain et le
dollar canadien(2) 1,04 1,04 - 1,02 1,10 (0,08)
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 304 283 21 838 782 56
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 96 80 16 249 231 18
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 60 42 18 164(3) 127 37
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 12 11 1 35 39(4) (4)
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 8 7 1 23 21 2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 4 4 - 11 11 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 1 - 1 1 1 -
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle 4 6 (2) 6 10 (4)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 7 10 (3) 9 22 (13)
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprennent Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks
and Caicos.

(2) La monnaie de présentation des états financiers de Belize Electricity
est le dollar bélizien ($ BZ) dont le taux de change comparé au
dollar américain s'établit à 2,00 $ BZ pour 1,00 $ US. La monnaie
de présentation des états financiers de Caribbean Utilities et de
Fortis Turks and Caicos est le dollar américain. Le dollar des îles
Caïmans ($ CI), comparé au dollar américain, s'établit à 1,00 $ CI
pour 1,20 $ US.

(3) Pour le deuxième trimestre de 2008, les coûts de l'approvisionnement
énergétique comprennent une charge de 18 millions $ (36 millions
$ BZ) en raison d'une décision tarifaire réglementaire rendue par
la Public Utilities Commission ("PUC") au Belize en juin 2008.

(4) Les charges d'exploitation du premier trimestre de 2007 englobaient
une charge de 4,4 millions $ (3,7 millions $ US) liée à la
cession de turbines à vapeur de Caribbean Utilities.


Ventes d'électricité : Les ventes d'électricité des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes ont augmenté de 21 GWh, ou 7,4 %, pour le trimestre, et de 56 GWh, ou 7,2 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les augmentations tiennent principalement à la croissance de la clientèle, à l'utilisation moyenne plus élevée liée à la charge demandée pour la climatisation à Caribbean Utilities, et à l'incidence de la croissance économique en général. L'augmentation a été amoindrie par la perte de ventes d'électricité à Fortis Turks and Caicos en raison de l'ouragan Ike, un ouragan de catégorie 4 qui s'est abattu sur les îles Turks et Caicos au début de septembre 2008.

Malgré l'incidence de l'ouragan Ike, les ventes d'électricité de Fortis Turks and Caicos ont augmenté d'environ 4 % pour le trimestre et de 12 % pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Les pertes de revenus, attribuables aux dommages causés par l'ouragan Ike, sont estimées à environ 1 million $ pour chacun des troisième et quatrième trimestres de 2008. Fortis Turks and Caicos a une assurance contre les pertes d'exploitation qui comporte une période franche de 30 jours et a commencé à établir sa réclamation. Une tranche importante des coûts liés au rebranchement de la clientèle et au rétablissement du service d'électricité a trait aux immobilisations et, par conséquent, n'a pas eu d'incidence sur le bénéfice. Vers la fin du mois d'octobre, le service d'électricité avait été rétabli pour tous les clients de Fortis Turks and Caicos touchés par l'ouragan Ike qui étaient prêts à recevoir le service.

La croissance annuelle des ventes d'électricité du secteur des services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes en 2008 devrait se situer entre 6 % et 7 %. Quoique encore solide, la croissance des ventes d'électricité de Caribbean Utilities et de Fortis Turks and Caicos devrait être légèrement en deçà des prévisions, reflétant ainsi un certain ralentissement de l'économie américaine se répercutant sur l'industrie du tourisme, ainsi que les méfaits de l'ouragan Ike, y compris la réouverture plus tard que prévu de plusieurs grands hôtels pour la saison touristique de l'automne sur les îles Turks et Caicos.

Produits : Les produits ont augmenté de 16 millions $ pour le trimestre et de 18 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Compte non tenu de l'effet de change défavorable à la conversion des produits libellés en monnaies étrangères, étant donné le raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2007, les produits ont grimpé d'environ 38 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de 2007.

Si l'on exclut l'incidence de la conversion des devises, certains facteurs expliquent l'augmentation des produits, notamment i) la forte croissance des ventes d'électricité, ii) le transfert de la totalité des coûts plus élevés du combustible et du pétrole aux clients de Caribbean Utilities, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société, et iii) une augmentation de la composante coût de l'énergie du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008. Les facteurs susmentionnés ont été en partie neutralisés par i) une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et l'élimination de la surcharge de Caribbean Utilities pour la récupération des coûts liés aux ouragans ("SRC"), avec prise d'effet le 1er janvier 2008, conformément aux conditions de la nouvelle licence de transport et de distribution de la société, (ii) une diminution du volet distribution à valeur ajoutée ("DVA") du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity, avec prise d'effet le 1er juillet 2008, et iii) les pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike.

Bénéfice : La contribution au bénéfice a baissé de 3 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison : i) de la réduction du volet DVA du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity; ii) de la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et de l'élimination de la SRC à Caribbean Utilities; iii) de la hausse de la dotation aux amortissements; iv) de l'augmentation des charges d'exploitation; et v) des pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike. La baisse a été en partie contrebalancée par l'incidence de la croissance des ventes d'électricité.

La contribution au bénéfice a baissé de 13 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La contribution au bénéfice pour le deuxième trimestre de 2008 a baissé de 13 millions $, soit à hauteur de la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée de 18 millions $ antérieurement engagés qui ont été refusés aux fins tarifaires à Belize Electricity. La charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) résulte de la décision de la PUC à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. En outre, la contribution au bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice 2007 a reculé d'environ 2 millions $ en raison de la quote-part de la Société d'une charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur à Caribbean Utilities.

En excluant les éléments non récurrents en 2008 et en 2007, comme il est décrit ci-dessus, ainsi qu'un effet de change défavorable d'environ 2 millions $ découlant de la conversion des devises, la contribution au bénéfice pour les neuf premiers mois de l'exercice a été comparable à celle pour la période correspondante de l'exercice précédent. La croissance des ventes d'électricité et l'incidence favorable sur les coûts de l'approvisionnement énergétique liée à la variation des coûts reportés du combustible à Caribbean Utilities ont été contrebalancées par : i) l'incidence de la réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité et l'élimination de la SRC à Caribbean Utilities; ii) la diminution du volet DVA du tarif moyen de l'électricité à Belize Electricity; iii) la hausse de la dotation aux amortissements; iv) l'augmentation des charges d'exploitation; et v) les pertes de revenus attribuables à l'ouragan Ike. La variation des coûts du combustible reportés à Caribbean Utilities s'explique par une modification à la base de calcul de ces coûts en vertu de la nouvelle licence de transport et de distribution de Caribbean Utilities.

En excluant l'incidence de la conversion des devises et la charge sur la cession d'actifs de turbines à vapeur au cours du premier trimestre de 2007, les charges d'exploitation ont augmenté pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant l'incidence de l'embauche d'employés additionnels à Fortis Turks and Caicos, de même que de la hausse des frais généraux et administratifs. L'augmentation de la dotation aux amortissements découle de l'investissement continu dans les immobilisations.

En plus de la charge de 18 millions $ décrite ci-dessus, le rendement de l'actif de la base tarifaire autorisé ("RAB") cible de Belize Electricity a été réduit, passant de 12 % à 10 %, ce qui est reflété dans une diminution du volet DVA du tarif moyen de l'électricité avec prise d'effet le 1er juillet 2008.

En août 2008, Caribbean Utilities a finalisé un placement de droits, pour un produit brut d'environ 28 millions $ US. Le produit est affecté au remboursement d'emprunts sur la facilité de crédit et au financement des dépenses en immobilisations. Fortis a acquis 2,1 millions d'actions de Caribbean Utilities en vertu du placement de droits pour environ 25 millions $ (24 millions $ US), y compris des actions acquises dans le cadre d'un engagement de souscription relativement au placement de droits. En octobre 2008, Fortis a acquis 267 669 actions additionnelles de Caribbean Utilities pour environ 3 millions $ (3 millions $ US) dans le cadre d'une convention privée. En conséquence de cette acquisition et des actions acquises en vertu du placement de droits, la participation de la Société dans Caribbean Utilities est passée d'environ 54 % à 57 %.

En avril 2008, Caribbean Utilities et le gouvernement des îles Caïmans ont conclu un accord relatif à une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution de 20 ans et à une nouvelle licence non exclusive de production de 21,5 ans. En vertu de la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs imposés à la clientèle seront établis en fonction d'un RAB initial cible de 10 %, en baisse par rapport aux 15 % autorisés en vertu de la licence antérieure, ce qui est reflété par une réduction des tarifs de base de l'électricité, entrée en vigueur le 1er janvier 2008.

A la suite de l'attribution des nouvelles licences, Standard & Poor's ("S&P") a confirmé ses notes de solvabilité A à l'égard de la solvabilité à long terme et de la dette de premier rang non garantie de Caribbean Utilities et retiré la société de la surveillance de crédit sous laquelle elle l'avait placée.

Caribbean Utilities a changé de date de fin d'exercice, passant du 30 avril au 31 décembre, de telle sorte que la Société consolidera au quatrième trimestre de 2008 cinq mois de résultats financiers de Caribbean Utilities.

Pour en savoir plus sur l'incidence des nouvelles licences ainsi que sur la nature de la réglementation et les principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos, se reporter à la rubrique "Faits saillants en matière de réglementation".


ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS GENERATION



Activités non réglementées - Fortis Generation(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Ventes
d'électricité (GWh) 305 254 51 905 819 86
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
Produits 21 17 4 62 56 6
-------------------------------------------------------------------------
Coûts de
l'approvisionnement
énergétique 2 2 - 6 6 -
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 3 3 - 11 11 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 3 3 - 8 8 -
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 2 2 - 6 7 (1)
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 2 - 7 6 1
-------------------------------------------------------------------------
Part des actionnaires
sans contrôle - - - 2 1 1
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 9 5 4 22 17 5
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend l'exploitation d'actifs de production non réglementés au
Belize, en Ontario, dans la région centrale de Terre-Neuve, en
Colombie-Britannique et dans le nord de l'Etat de New York.


Ventes d'énergie : Les ventes d'énergie des activités non réglementées de Fortis Generation ont augmenté de 51 GWh, ou 20,1 %, par rapport au même trimestre de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse de la production au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Les ventes d'énergie ont progressé de 86 GWh, ou 10,5 %, pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la même période de l'exercice précédent, étant donné la production accrue dans le centre de Terre-Neuve, au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. La production accrue est principalement le résultat de précipitations plus abondantes. A la fin d'octobre 2008, le réservoir Chalillo au Belize était à son niveau maximal.

Produits : Les produits ont augmenté de 4 millions $ pour le trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à l'augmentation des produits sont les suivants : i) une production accrue; ii) une hausse des prix moyens de gros de l'électricité par mégawattheure ("MWh") en Ontario qui sont passés à 50,76 $ au troisième trimestre de 2008 comparativement à 47,42 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent; et iii) une augmentation des prix moyens de gros de l'électricité par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 77,79 $ US au troisième trimestre de 2008 comparativement à 57,93 $ US pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les produits ont monté de 6 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Les facteurs ayant contribué à la hausse des produits sont les suivants : i) une production accrue; ii) une hausse des prix moyens de gros de l'électricité par MWh en Ontario, qui sont passés à 49,19 $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à 47,63 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent; et iii) l'augmentation des prix moyens de gros de l'électricité par MWh dans le nord de l'Etat de New York, qui sont passés à 77,19 $ US pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à 56,92 $ US pour la période correspondante de l'exercice précédent. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par l'effet de change défavorable à la conversion des produits libellés en monnaies étrangères, attribuable au raffermissement du dollar canadien comparativement au dollar américain par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 4 millions $ pour le trimestre et de 5 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison de la production accrue et de la hausse des prix moyens de gros de l'électricité. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, l'augmentation du bénéfice a été en partie contrebalancée par l'effet de change défavorable lié à la conversion du bénéfice libellé en monnaies étrangères.

ACTIVITES NON REGLEMENTEES - FORTIS PROPERTIES



Activités non réglementées - Fortis Properties
Faits saillants financiers (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés
de l'hôtellerie 40 39 1 108 98 10
-------------------------------------------------------------------------
Produits tirés de
l'immobilier 16 15 1 47 43 4
-------------------------------------------------------------------------
Total des produits 56 54 2 155 141 14
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 33 32 1 99 89 10
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 4 4 - 11 10 1
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers 6 6 - 18 18 -
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés 4 4 - 8 8 -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice 9 8 1 19 16 3
-------------------------------------------------------------------------


Produits : Les produits tirés de l'hôtellerie se sont accrus de 1 million $ pour le trimestre et de 10 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, reflétant la contribution aux produits du Delta Regina, acquis le 1er août 2007, et le meilleur rendement des activités hôtelières de Fortis Properties dans le Canada atlantique.

Pour le troisième trimestre, le revenu par chambre disponible s'est établi à 93,64 $, en regard de 95,11 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison du taux d'occupation moins élevé dans toutes les régions d'exploitation de la société. Pour les neuf premiers mois de l'exercice, le revenu par chambre disponible a atteint 83,04 $ comparativement à 81,27 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison de la hausse des tarifs moyens par chambre dans toutes les régions d'exploitation de la société, en partie contrebalancée par la baisse du taux d'occupation dans l'ouest du Canada.

Les produits tirés de l'immobilier ont progressé de 1 million $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. La progression des produits est attribuable au meilleur rendement dans toutes les régions d'exploitation immobilière, de même qu'à la contribution des activités immobilières du Delta Regina depuis le 1er août 2007. Le taux d'occupation pour la division immobilière était de 96,6 % au 30 septembre 2008, contre 96,9 % au 30 septembre 2007.

Bénéfice : Le bénéfice a augmenté de 1 million $ pour le trimestre et de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations font suite au meilleur rendement des divisions de l'hôtellerie et de l'immobilier, y compris la contribution du Delta Regina qui a été acquis le 1er août 2007.

SIEGE SOCIAL ET AUTRES



Siège social et autres(1)
Faits saillants financiers (non vérifié)
Trimestres terminés les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Produits 7 8 (1) 19 16 3
-------------------------------------------------------------------------
Charges d'exploitation 2 5 (3) 8 8 -
-------------------------------------------------------------------------
Amortissement 2 2 - 6 4 2
-------------------------------------------------------------------------
Frais financiers(2) 19 21 (2) 60 47 13
-------------------------------------------------------------------------
Recouvrement d'impôts
sur les bénéfices
des sociétés (6) (6) - (15) (10) (5)
-------------------------------------------------------------------------
Dividendes sur
actions privilégiées 5 2 3 9 5 4
-------------------------------------------------------------------------
Charges nettes du
secteur Siège social
et autres (15) (16) 1 (49) (38) (11)
-------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend le montant net des charges du siège social de Fortis et,
à compter du 17 mai 2007, les charges nettes des activités non
réglementées du siège social de Terasen, les résultats financiers
de la participation de 30 % de Terasen dans CWLP et ceux de la
filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen, TES.

(2) Comprennent les dividendes sur les actions privilégiées classées
comme passifs à long terme.


Produits : Les produits ont été moins élevés de 1 million $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'un recul du nombre de contrats à CWLP, en partie contrebalancé par les intérêts créditeurs qui ont été plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants.

Les produits ont augmenté de 3 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Outre que les intérêts créditeurs ont été plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants, les contributions de CWLP aux produits ont augmenté. CWLP a contribué aux produits pendant une période complète de neuf mois depuis le début de l'exercice 2008 comparativement à une période partielle à l'exercice précédent; toutefois, cette augmentation a été en partie contrebalancée par l'incidence de la baisse du nombre de contrats.

Charges nettes du siège social et autres : Les charges nettes du siège social et autres ont baissé de 1 million $ par rapport au trimestre de l'exercice précédent en raison d'une réduction d'impôts de 2 millions $ relative au règlement de questions fiscales de Terasen touchant des périodes antérieures et de la baisse des frais financiers, principalement entraînée par la diminution des emprunts nets sur la facilité de crédit, en partie contrebalancée par la hausse des dividendes sur actions privilégiées. La baisse des charges d'exploitation par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent tient surtout au ralentissement des activités à CWLP amené par un recul du nombre de contrats. Toutefois, la baisse des charges d'exploitation et celle des produits liés à CWLP se sont en grande partie annulées et n'ont pas eu d'incidence importante sur les charges nettes du siège social et autres par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les charges nettes du siège social et autres ont monté de 11 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette montée reflète les frais financiers liés à l'acquisition de Terasen ainsi que la dotation aux amortissements et les charges d'exploitation du siège social de Terasen et de CWLP, moins la contribution aux produits de CWLP pour une période complète de neuf mois depuis le début de l'exercice 2008 comparativement à une période partielle à l'exercice précédent. Les charges nettes du siège social et autres ont aussi augmenté en raison de la hausse des dividendes sur actions privilégiées, en partie contrebalancée par la réduction d'impôts de 2 millions $ relative au règlement de questions fiscales à Terasen touchant des périodes antérieures et par les intérêts créditeurs plus élevés étant donné des prêts intersociétés plus importants.

Au cours du deuxième trimestre, Fortis a émis 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang à taux d'intérêt fixe de 5,25 % rétabli sur cinq ans de série G (les "actions privilégiées de premier rang de série G"), pour un produit brut de 230 millions $. Le produit a été affecté au remboursement de montants à payer en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société, au financement des besoins en capitaux de FortisAlberta et des services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes de même qu'aux fins générales du siège social. L'augmentation des dividendes sur actions privilégiées par rapport au trimestre et aux neuf mois correspondants de l'exercice précédent reflète les dividendes versés sur les actions privilégiées de premier rang de série G.

Bien qu'ils ne soient actuellement pas importants, les résultats financiers de TES sont aussi présentés dans le secteur Siège social et autres. TES prévoit intensifier ses activités dans la conception, la construction, la propriété et l'exploitation de systèmes d'échange d'énergie géothermique novateurs, de réseaux de conduites et de systèmes de transfert d'énergie collectifs aux fins d'assurer des sources d'énergie renouvelable. TES conclut avec des développeurs des ententes visant à fournir des systèmes d'énergie thermique de rechange aux projets de développement résidentiel et commercial en Colombie-Britannique. En septembre 2008, Terasen a annoncé des plans pour l'instauration d'un nouveau programme d'énergie de rechange fondé, comme source d'énergie, sur le biogaz issu de la conversion de déchets organiques en une source d'énergie propre renouvelable. La société a lancé un premier appel officiel de manifestations d'intérêt quant à la production de biogaz. En octobre 2008, TES a signé une entente visant la construction d'un système centralisé de chauffage et de climatisation pour un nouveau projet communautaire sur le bord du lac Okanagan. TES sera le propriétaire-exploitant de ce système d'énergie de rechange.


FAITS SAILLANTS EN MATIERE DE REGLEMENTATION

Un sommaire de la nature de la réglementation et des principales décisions et demandes réglementaires se rapportant à la Société est présenté dans le tableau suivant :




---------------------------------------------------------------------------
Nature de la réglementation
---------------------------------------------------------------------------
Rendements Caractéristiques
autorisés (%) de soutien
Capitaux ----------------------------------
propres Année témoin
attribuables future ou
aux actions historique
ordinaires utilisée pour
Service public Organisme de autorisés établir les
réglementé réglementation (%) 2006 2007 2008 tarifs
---------------------------------------------------------------------------
RCP Coût du service
------------------ /RCP

TGI BCUC 35 8,80 8,37 8,62 Mécanismes
d'ETR jusqu'en
2009 :
TGI : partage
à parts égales
du bénéfice
supérieur ou
inférieur au RCP
autorisé.

TGVI BCUC 40 9,50 9,07 9,32 TGVI : Retenue
de la totalité du
bénéfice provenant
des charges
d'exploitation et
d'entretien
moins élevées que
prévu, mais aucun
allègement à
l'égard de la
hausse des
charges
d'exploitation
et d'entretien.

Formule
d'ajustement
automatique du RCP
fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
FortisBC BCUC 40 9,20 8,77 9,02 Coût du
service/RCP

Mécanisme d'ETR
jusqu'en 2008, avec
une option pour 2009
- partage à parts
égales du bénéfice
supérieur ou
inférieur au RCP
autorisé jusqu'à un
RCP égal à 200
points de base
de plus ou de
moins que le RCP
autorisé - excédent
dans un compte de
report.

Formule
d'ajustement
automatique du RCP
fondée sur le
rendement des
obligations à long
terme du Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Alberta
Utilities
Commission Coût du
FortisAlberta ("AUC") 37 8,93 8,51 8,75 service/RCP

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur le
rendement des
obligations à
long terme du
Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Newfoundland and
Labrador Board 9,24 8,60 8,95
of Commissioners +/- +/- +/-
of Public 50 50 50
Newfoundland Utilities points points points Coût du
Power ("PUB") 45 de base de base de base service/RCP

Formule
d'ajustement
automatique du
RCP fondée sur le
rendement des
obligations à
long terme du
Canada
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
Island
Regulatory
and Appeals
Maritime Commission Coût du
Electric ("IRAC") 40 10,25 10,25 10,00 service/RCP

---------------------------------------------------------------------------
Année témoin future
---------------------------------------------------------------------------
FortisOntario Commission 46,7 9,00 9,00 9,00
de l'énergie Canadian
de l'Ontario Niagara Power
("CEO") - Coût du service
(Canadian /RCP
Niagara
Power)

Cornwall
Electric
Contrat de - Prix plafond
concession avec transfert
(Cornwall du coût des
Electric) marchandises.
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
historique
---------------------------------------------------------------------------
RAB
-------------------------
PUC s.o. 10,00 10,00 10,00 Ententes de
- 15,00 - 15,00 quatre ans
à l'égard du
coût du
Belize service et
Electricity du RAB

Compte de stabilisation
tarifaire lié aux
ouragans, dont le
solde est intégré aux
tarifs imposés à la
clientèle le 1er juillet
de chaque année suivant
l'ouragan.
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------

Electricity
Regulatory
Caribbean Authority 9,00 Coût du
Utilities ("ERA") s.o. 15,00 15,00 -11,00 service/ RAB

Mécanisme
d'ajustement
des plafonds
tarifaires en
fonction des
indices des
prix à la
consommation
publiés

En vertu de la
nouvelle licence,
la société peut
demander un tarif
additionnel spécial à
la clientèle dans
l'éventualité d'un
désastre, y compris
un ouragan.
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
historique
---------------------------------------------------------------------------
Fortis Turks Les services s.o. 17,50 17,50 17,50 Coût du
and Caicos publics service/ RAB
déposent des
documents
annuels auprès
de la
Commission
de l'énergie
Si le RAB réel est
moins élevé que le
RAB autorisé en
raison de coûts
additionnels découlant
d'un ouragan ou d'un autre
événement, la société peut
demander une
augmentation des tarifs
de la clientèle pour
l'année suivante.
---------------------------------------------------------------------------
Année témoin
future
---------------------------------------------------------------------------


Principales décisions et demandes réglementaires

Service public réglementé : TGI - TGVI

Description sommaire :

- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, la BCUC a approuvé, en décembre 2007, divers tarifs pour TGI et TGVI, y compris à l'égard du coût des activités médianes et des tarifs de livraison à la clientèle résidentielle dans plusieurs zones de desserte. La hausse du coût des activités médianes est transférée à la clientèle sans majoration. Les tarifs approuvés reflètent aussi l'incidence de la hausse du RCP autorisé pour 2008 à 8,62 % et à 9,32 % respectivement pour TGI et TGVI.

- Le 1er avril 2008, l'organisme de réglementation a donné son approbation finale pour la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié de 1,5 milliard de pieds cubes sur l'île de Vancouver, pour un coût total estimatif s'établissant à environ 200 millions $.

- Avec prise d'effet le 1er avril 2008 et le 1er juillet 2008, la BCUC a approuvé des augmentations des tarifs imposés à la clientèle de TGI pour le gaz naturel et le propane. Avec prise d'effet le 1er octobre 2008, la BCUC a approuvé une diminution des tarifs facturés aux clients de TGI pour le gaz naturel. Les coûts du gaz naturel et du propane sont transférés aux clients sans majoration. Chaque trimestre, TGI et TGVI passent en revue les prix du gaz naturel et du propane avec la BCUC afin d'assurer que les tarifs transférés aux clients suffisent à couvrir les coûts d'achat du gaz et du propane. Depuis le début de l'exercice 2008, aucune modification des tarifs pour le gaz naturel et le propane n'a été apportée pour TGVI.


Service public réglementé : FortisBC

Description sommaire :

- En décembre 2007, la BCUC a approuvé l'Accord de règlement négocié lié aux besoins de revenus pour 2008 qui s'est traduit par une augmentation des tarifs facturés aux clients de 2,9 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. L'augmentation des tarifs découle principalement du programme de dépenses en immobilisations de la société. Les tarifs de 2008 reflètent un RCP autorisé de 9,02 %.

- En avril 2008, la BCUC a approuvé une augmentation provisoire de 0,8 % des tarifs facturés aux clients de FortisBC, avec prise d'effet le 1er mai 2008, par suite de la récente hausse provisoire des tarifs de BC Hydro, qui s'est traduite par une augmentation de 5,06 % des coûts de FortisBC pour l'achat d'électricité auprès de BC Hydro.

- En juin 2008, FortisBC a déposé son plan de dépenses en immobilisations brutes pour 2009/2010 d'environ 193 millions $ pour 2009 et 196 millions $ pour 2010. Une décision à l'égard de la demande est attendue au quatrième trimestre de 2008.

- En septembre 2008, FortisBC a déposé sa demande de besoins de revenus provisoire pour 2009 auprès de la BCUC comportant une augmentation de tarifs générale de 5,6 % avec prise d'effet le 1er janvier 2009, et une prolongation du mécanisme d'ETR pour les exercices 2009 à 2011. L'augmentation de tarifs proposée découle du programme de dépenses en immobilisations de la société et de la hausse des achats d'électricité attribuable à la croissance soutenue de la clientèle et de la demande en électricité. Une décision à l'égard de la demande est attendue d'ici la fin de 2008.


Service public réglementé : FortisAlberta

Description sommaire:

- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, FortisAlberta s'est retrouvée réglementée par l'AUC en raison de la scission de l'Alberta Energy and Utilities Board en deux organismes de réglementation distincts.

- En février 2008, l'Accord de règlement négocié portant sur les besoins de revenus pour 2008/2009 a été approuvé par l'organisme de réglementation, d'où les augmentations des tarifs de distribution de 6,8 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2008, et de 7,3 %, avec prise d'effet le 1er janvier 2009. L'Accord de règlement négocié approuvé comprend des prévisions de dépenses en immobilisations brutes d'environ 264 millions $ pour 2008 et de 296 millions $ pour 2009, affectées principalement à la croissance de la clientèle et à l'amélioration de la fiabilité du réseau. Les besoins de revenus de 2008 compris dans l'Accord de règlement négocié de 2008/2009 ont été établis en fonction du RCP de 2007 de 8,51 %. L'incidence de l'augmentation du RCP, qui est passé à 8,75 % pour 2008, est assujettie au traitement relatif au compte de report et, à ce titre, est constatée au fur et à mesure en 2008 et devrait être recouvrée à même les tarifs futurs imposés à la clientèle.

- En juin 2008, l'AUC a rendu une décision stipulant qu'il est approprié qu'une révision du niveau de RCP, du mécanisme d'ajustement et de la structure du capital des sociétés de services publics ait lieu dans le cadre d'une instance générale. En juillet 2008, l'AUC a publié son avis de demande d'audience, un document provisoire d'établissement de la portée de l'instance et les exigences minimales de dépôt à l'égard de l'instance générale sur les coûts en capital de 2009. L'instance s'applique à tous les services publics de gaz, d'électricité et d'exploitation de pipelines en Alberta qui sont réglementés par l'AUC. Une audience est prévue pour le deuxième trimestre de 2009.


Service public réglementé : Newfoundland Power

Description sommaire:

- En décembre 2007, le PUB a approuvé l'Accord de règlement négocié de la société lié à la demande tarifaire générale de 2008, ce qui a entraîné une augmentation moyenne de 2,8 % des tarifs imposés à la clientèle, avec prise d'effet le 1er janvier 2008. La hausse tarifaire s'explique en grande partie par l'augmentation de la dotation aux amortissements et reflète l'incidence de la majoration du RCP autorisé pour 2008 à 8,95 %.

- L'approbation, par le PUB, de l'Accord de règlement négocié se traduira aussi, entre autres éléments, par : i) l'amortissement de 7,2 millions $ en 2008 et de 4,6 millions $ annuellement en 2009 et en 2010 du solde résiduel de 16,4 millions $ du passif initial de produits non facturés de décembre 2005; ii) l'amortissement d'environ 3,9 millions $ annuellement en 2008, en 2009 et en 2010 de la dotation aux amortissements antérieurement reportée; iii) l'amortissement sur une période de trois à cinq ans de certains soldes reportés réglementaires; et iv) de 2008 à 2010, le report des variations de la charge d'électricité achetée créées par les écarts entre le coût unitaire réel de l'énergie et le coût unitaire reflété dans les tarifs imposés à la clientèle qui sera récupéré ou remboursé dans les tarifs imposés à la clientèle au moyen du compte de stabilisation tarifaire de la société.

- Avec prise d'effet le 1er juillet 2008, le PUB a approuvé une augmentation moyenne de 5,9 % des tarifs de l'électricité imposés à la clientèle, reflétant le transfert à la clientèle, au moyen du compte de stabilisation tarifaire, de la variation du coût du combustible utilisé pour produire l'électricité que Newfoundland and Labrador Hydro vend à Newfoundland Power. L'augmentation des tarifs imposés à la clientèle n'aura pas d'incidence sur le bénéfice de Newfoundland Power.

- En juillet 2008, la société a déposé auprès du PUB sa demande de budget d'immobilisations pour 2009 d'environ 62 millions $, plus de la moitié des dépenses en immobilisations proposées ayant trait au remplacement de composantes âgées et détériorées du réseau d'électricité. La demande fait présentement l'objet d'un examen de la part du PUB.


Service public réglementé : Maritime Electric

Description sommaire :

- En janvier 2008, l'IRAC a approuvé, comme demandé, une augmentation des tarifs d'électricité de base de 1,8 %, avec prise d'effet le 1er avril 2008, et a approuvé un RCP maximal autorisé de 10,0 % pour 2008.

- En avril 2008, l'IRAC a ordonné que la période d'amortissement de douze mois du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité soit ramenée à huit mois avec prise d'effet le 1er mai 2008, ce qui se traduit par une augmentation du transfert dans les tarifs imposés à la clientèle du recouvrement du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité sur une période d'amortissement plus courte.

- En juillet 2008, Maritime Electric a déposé son budget d'immobilisations pour 2009, d'environ 20 millions $ avant les apports de la clientèle. Une décision à l'égard du budget est attendue d'ici la fin de 2008.

- En septembre 2008, l'IRAC a approuvé, comme demandé, une modification d'environ 14 millions $ de son budget d'immobilisations de 2008 pour refléter la construction d'une nouvelle ligne de transport pour faciliter l'expansion d'un développement éolien. Le projet est entièrement financé à même les contributions de la clientèle.

- En octobre 2008, Maritime Electric a déposé une demande d'approbation du tarif de base pour 2009. L'incidence combinée prévue d'une augmentation proposée du tarif de base pour 2009 et d'une hausse prévue des coûts de l'approvisionnement énergétique, avec prise d'effet le 1er avril 2009, est de 7,46 % pour les clients résidentiels, de 7,47 % pour les clients commerciaux et de 8,25 % pour les plus importants clients industriels. Les augmentations de tarif proposées reflètent une augmentation du montant des coûts liés à l'énergie qui devront être recouvrés auprès de la clientèle à même la composante tarif de base de la facturation. L'augmentation proposée au coût de référence de l'énergie dans les tarifs de base se traduira par une diminution du montant des coûts de l'énergie qui devront être recouvrés auprès de la clientèle du fait du mécanisme d'ajustement du coût de l'électricité. La demande sollicite aussi un RCP maximum autorisé de 9,75 % pour 2009. Une décision à l'égard de la demande est attendue d'ici la fin du premier trimestre de 2009.


Service public réglementé : FortisOntario

Description sommaire :

- En mars 2008, la CEO a rendu sa décision relative à la demande portant sur le mécanisme tarifaire incitatif pour 2008 déposée par Canadian Niagara Power. Elle se traduit par une augmentation moyenne de 1,1 % des tarifs de distribution de l'électricité pour les activités à Fort Erie, Port Colborne et Gananoque, avec prise d'effet le 1er mai 2008. L'augmentation comporte une hausse de 2,1 % tenant compte de l'inflation, en partie contrebalancée par une baisse de 1 % à titre d'ajustement de productivité. Aux termes du mécanisme tarifaire incitatif pour 2008, la structure du capital de Canadian Niagara Power sera réputée être composée à 53,3 % de titres de créance et à 46,7 % de capitaux propres, selon le plan de la CEO qui vise la modification de la structure du capital pour atteindre une composition à 60 % de titres de créance et à 40 % de capitaux propres sur une période de trois ans.

- Avec prise d'effet le 1er juillet 2008, les tarifs de détail de Cornwall Electric ont baissé d'environ 6,2 % en raison d'un nouveau contrat d'approvisionnement de gros en électricité de 11,5 ans négocié avec Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. par Cornwall Electric au nom de ses clients. La nouvelle entente à long terme remplace un contrat à court terme existant et garantit un approvisionnement fiable et la stabilité des tarifs.

- En août 2008, Canadian Niagara Power a déposé une demande portant sur le coût de service qui sollicitait un nouveau calcul des tarifs de distribution en fonction de l'année témoin future 2009. La demande tient compte d'une structure du capital réputée être composée à 56,7 % de titres de créance et à 43,3 % de capitaux propres, et reflète un RCP provisoire de 8,39 %. La demande propose des augmentations des tarifs de distribution de 4,9 %, 9,4 % et 7,1 % respectivement pour Fort Erie, Gananoque et Port Colborne, avec prise d'effet le 1er mai 2009. Les augmentations proposées tiennent compte principalement de l'incidence des mises à niveau du réseau de distribution. Canadian Niagara Power prévoit que l'audience relative à la demande débutera au quatrième trimestre de 2008 et qu'une décision sera rendue en avril 2009.


Service public réglementé : Belize Electricity

Description sommaire :

- En mars 2008, le gouvernement nouvellement élu du Belize a abrogé les modifications apportées aux Electricity (Tariffs, Charges and Quality of Services Standards) Bylaws en décembre 2007. Ces modifications avaient simplifié la méthode d'établissement des tarifs de Belize Electricity, avaient permis une meilleure stabilisation tarifaire et avaient réglé des questions en instance liées à la décision finale de la PUC portant sur les tarifs de l'électricité pour la période du 1er juillet 2007 au 30 juin 2008.

- En mars 2008, Belize Electricity a déposé une demande de relèvement de la composante "coûts d'électricité" du tarif moyen d'électricité de 15 %, ou 6,5 cents BZ le kWh, en raison de l'augmentation rapide du coût de l'énergie découlant de la hausse des prix du pétrole à l'échelle mondiale. La demande a été rejetée par la PUC qui a statué que, dans l'intérim, une diminution des charges d'exploitation et des dépenses en immobilisations de la société permettrait d'atténuer l'incidence des coûts accrus de l'énergie sur les flux de trésorerie. Par ailleurs, la PUC a indiqué qu'elle reporterait son analyse détaillée des reports élevés de coûts de l'énergie dans le compte de stabilisation du taux du coût de l'électricité de Belize Electricity ("CSTCE") jusqu'à l'instance de révision tarifaire annuelle pour la période tarifaire annuelle allant du 1er juillet 2008 au 30 juin 2009.

- En avril 2008, Belize Electricity a déposé une demande de révision tarifaire annuelle pour la période tarifaire annuelle allant du 1er juillet 2008 au 30 juin 2009 (la "demande tarifaire pour 2008/2009"), qui demandait une hausse de 13,4 % du tarif moyen d'électricité, en raison de l'augmentation de la composante "coûts d'électricité" du tarif, et une augmentation du montant de récupération du CSTCE.

- En mai 2008, la PUC a rendu sa décision initiale portant sur la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009. La décision initiale a rejeté toute augmentation du tarif moyen et a approuvé, entre autres éléments, un rajustement rétroactif du CSTCE de Belize Electricity. Cette dernière s'est objectée à la décision initiale, ce qui a entraîné une révision de la décision initiale par un expert indépendant nommé par la PUC. Le rapport de l'expert indépendant a réitéré plusieurs des inquiétudes de Belize Electricity à l'égard de la décision initiale.

- En juin 2008, la PUC a rendu sa décision finale à l'égard de la demande tarifaire de Belize Electricity pour 2008/2009, rejetant la plupart des recommandations de l'expert indépendant et ne prévoyant pas d'augmentation du tarif moyen général de l'électricité. La PUC a aussi ordonné un rajustement rétroactif de 36 millions $ BZ lié aux résultats financiers de l'exercice précédent de Belize Electricity. En substance, le rajustement représentait le rejet de coûts du combustible et de l'électricité achetée engagés antérieurement. La PUC a aussi réduit le RAB autorisé cible de Belize Electricity, le faisant passer de 12 % à 10 % au moyen d'une réduction du volet DVA du tarif moyen de l'électricité. La décision finale se traduirait par la réduction de la quote-part de la Société du bénéfice de Belize Electricity d'environ 5 millions $ sur les douze prochains mois. La décision finale n'a pas d'incidence sur les activités de production non réglementées de la Société au Belize.

- Conséquence directe de la décision finale, Belize Electricity a comptabilisé une charge de 18 millions $ (36 millions $ BZ) (la quote-part de la Société est de 13 millions $) dans les coûts de l'approvisionnement énergétique au cours du deuxième trimestre de 2008.

- Le 25 juillet 2008, Belize Electricity a déposé auprès de la Cour suprême du Belize une requête de révision judiciaire des règlements modifiés de 2008 sur lesquels la décision finale était fondée, et une autorisation d'interjeter appel de la décision finale. La requête a été reçue le 3 octobre 2008. L'instance de révision judiciaire devrait avoir lieu à la fin de 2008. Les conclusions de la Cour suprême du Belize quant à la validité des règlements modifiés de 2008 déterminera la nécessité pour Belize Electricity d'interjeter appel de la décision finale.

- La décision finale proposait aussi l'utilisation d'un mécanisme automatique, qui sera finalisé par la PUC, pour rajuster mensuellement, avec un décalage de deux mois, la composante "coûts d'électricité" du tarif pour refléter les coûts réels de l'électricité. Le mécanisme d'ajustement automatique, qui est rétroactif avec prise d'effet le 1er septembre 2008, permettra le recouvrement auprès de la clientèle, ou le remboursement à celle-ci, des coûts réels de l'énergie qui varient, par rapport au coût de référence de l'énergie, fixé à 31,2 cents BZ par kWh pour la période du 1er juillet 2008 au 31 décembre 2008, de plus d'un seuil de 10 %. Les coûts réels de l'énergie pour juillet 2008 et août 2008 n'excédaient pas le seuil de 10 %.


Service public réglementé : Caribbean Utilities

Description sommaire :

- En décembre 2007, Caribbean Utilities a conclu un accord de principe avec le gouvernement des îles Caïmans sur les conditions d'une nouvelle licence exclusive de transport et de distribution et d'une nouvelle licence non exclusive de production.

- En avril 2008, les nouvelles licences ont été accordées. L'accord visant les nouvelles licences prévoit une libre concurrence pour la capacité de production future et la promotion générale des sources renouvelables d'électricité. La licence de transport et de distribution est en vigueur pour une période initiale de 20 ans, venant à échéance en avril 2028, et comporte une disposition de renouvellement automatique. La licence de production est en vigueur pour une période de 21,5 ans, venant à échéance en septembre 2029. Les conditions des nouvelles licences sont demeurées sensiblement les mêmes que celles de l'accord de principe.

- Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, en conséquence de l'accord de principe et de l'attribution subséquente des nouvelles licences, les tarifs de base imposés à la clientèle ont été réduits de 3,25 %, la CRS a été supprimée, un rabais de droits sur le carburant, financé par le gouvernement des îles Caïmans, a été mis en oeuvre pour les consommateurs résidentiels consommant moins de 1 500 kWh par mois, et les tarifs de base ont été restructurés pour en retirer la totalité des coûts du combustible et des droits de licence qui seront désormais transférés en totalité à la clientèle. La réduction des tarifs de base de 3,25 % entraînera une baisse des produits annuels d'environ 2,1 millions $ US. En outre, Caribbean Utilities a renoncé à des produits de 2,6 millions $ US en 2008 par suite de l'élimination anticipée de la CRS. Un nouveau facteur d'intégration des prix du combustible et du pétrole a aussi été mis en place afin d'assurer le transfert de la totalité des coûts du combustible et du pétrole à la clientèle.

- Par suite de la réduction initiale des tarifs de base, les tarifs imposés à la clientèle seront gelés jusqu'au 31 mai 2009 et assujettis à une révision annuelle et à des ajustements chaque mois de juin suivant. Aux termes de la nouvelle licence de transport et de distribution, les tarifs de base seront rajustés au moyen d'un mécanisme comportant une formule fondée sur les indices des prix à la consommation publiés, tenant ainsi compte de l'inflation. Ce mécanisme d'ajustement tarifaire est conçu pour maintenir le RAB de Caribbean Utilities dans une fourchette cible de 9 % à 11 %, en baisse par rapport au RAB autorisé de 15 % aux termes de l'ancienne licence. Dans sa version nouvellement modifiée, la loi intitulée Electricity Regulatory Authority Law (2005 Revision) prescrit la mise en place d'un processus concurrentiel d'appel d'offres en vertu de la loi ERA pour la nouvelle capacité de production et le remplacement de la capacité de production éliminée. Le premier processus de libre concurrence en vertu de la nouvelle licence de production a commencé en mai 2008 par le dépôt d'une attestation de besoins par Caribbean Utilities visant l'installation d'une capacité de production additionnelle de 16 MW en 2011 et d'autant en 2012.

- En juillet 2008, Caribbean Utilities a déposé auprès de l'organisme de réglementation un plan d'investissement en immobilisations de cinq ans totalisant 255 millions $ US, y compris une tranche de 80 millions $ US liée à une nouvelle production qui devrait faire l'objet d'une demande. Une décision à l'égard du plan est attendue d'ici la fin de 2008.

- En juillet 2008, Caribbean Utilities a lancé un appel officiel de manifestations d'intérêt auprès de développeurs éoliens agréés quant à un projet d'énergie éolienne pouvant atteindre 10 MW. L'ERA a appuyé cette démarche, et toute convention d'achat ou licence de production en découlant sera assujettie à son approbation.


Service public réglementé : Fortis Turks and Caicos

Description sommaire :

- En mars 2008, Fortis Turks and Caicos, dans son dépôt réglementaire annuel pour 2007, mettait l'accent sur le rendement de la société en 2007 et ses projets de développement des investissements pour 2008. Le RAB dégagé par Fortis Turks and Caicos en 2007 a été inférieur au RAB autorisé aux termes de ses licences; cependant, la société n'a pas demandé de relèvement des tarifs de base en 2008.

- En mai 2008, Fortis Turks and Caicos a obtenu l'approbation du gouvernement des îles Turks et Caicos permettant l'approvisionnement d'électricité de gros sous licence exclusive à Dellis Cay sur les îles Turks et Caicos.


SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

Le tableau suivant décrit les principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés entre le 30 septembre 2008 et le 31 décembre 2007.


Fortis Inc.
Principaux mouvements survenus dans les bilans consolidés (non vérifié)
entre le 30 septembre 2008 et le 31 décembre 2007


Comptes du bilan : Débiteurs

Augmentation/diminution (en millions $) (177)

Explication

La diminution découle principalement de l'incidence d'une réduction saisonnière des ventes des sociétés Terasen Gas, de FortisBC et de Newfoundland Power.


Comptes du bilan : Stocks de gaz, matières et fournitures

Augmentation/diminution (en millions $) : 101

Explication

L'augmentation résulte de l'injection saisonnière normale de gaz dans les stocks aux fins de sa consommation au cours des mois d'hiver à venir.


Comptes du bilan : Charges reportées et autres actifs

Augmentation/diminution (en millions $) : 36

Explication

L'augmentation est le résultat principalement des contributions de FortisAlberta à l'AESO au titre des projets en immobilisations de transport au cours des neuf mois terminés le 30 septembre 2008.


Comptes du bilan : Immobilisations de services publics

Augmentation/diminution (en millions $) : 376

Explication

L'augmentation a trait essentiellement aux 612 millions $ investis dans les réseaux d'électricité et de gaz, en partie contrebalancés par les contributions de la clientèle, l'amortissement pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 et l'incidence du change due à la conversion des actifs d'immobilisations de services publics libellés en dollars américains.


Comptes du bilan : Ecart d'acquisition

Augmentation/diminution (en millions $) : 15

Explication

L'augmentation est surtout attribuable à l'incidence du change due à la conversion de l'écart d'acquisition libellé en dollars américains et à l'écart d'acquisition lié à l'investissement additionnel de la Société dans Caribbean Utilities par suite de la participation de la Société dans le placement de droits de Caribbean Utilities en août 2008.

Comptes du bilan : Emprunts à court terme

Augmentation/diminution (en millions $) : (35)

Explication

La diminution provient principalement du remboursement d'emprunts à court terme par TGI et Maritime Electric à même le produit de l'émission de titres de créance à long terme, en partie contrebalancé par les emprunts additionnels effectués par les sociétés Terasen Gas en raison du caractère saisonnier de leurs activités.


Comptes du bilan : Créditeurs et charges à payer

Augmentation/diminution (en millions $) : (88)

Explication

La diminution se rattache à la comptabilisation de la variation de la juste valeur de marché des contrats dérivés sur gaz naturel, au calendrier des paiements de FortisAlberta à l'AESO au titre des coûts de transport, à la baisse des montants dus au titre de l'électricité achetée à Newfoundland Power en raison du caractère saisonnier des activités et au calendrier des paiements des impôts fonciers par les sociétés Terasen Gas. La diminution a été en partie contrebalancée par des montants plus élevés à Caribbean Utilities en raison de la hausse des coûts du combustible.


Comptes du bilan : Impôts à payer

Augmentation/diminution (en millions $) : 19

Explication

L'augmentation se rapporte surtout aux impôts liés aux comptes de report réglementaires des sociétés Terasen Gas, de même qu'au calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices et au cumul des impôts sur les bénéfices exigibles des sociétés Terasen Gas et de Newfoundland Power. L'augmentation a été en partie contrebalancée par un paiement d'environ 17 millions $ lié au règlement de questions fiscales à Terasen se rapportant à des périodes antérieures.


Comptes du bilan : Passifs réglementaires à court et à long terme

Augmentation/diminution (en millions $) : 15

Explication

L'augmentation vient d'une hausse de la provision réglementaire pour coûts futurs d'enlèvement d'actifs et de remise en état des lieux.


Comptes du bilan : Crédits reportés

Augmentation/diminution (en millions $) : 14

Explication

L'augmentation résulte principalement d'une hausse des obligations au titre des régimes de retraite à prestations déterminées et avantages complémentaires de retraite.


Comptes du bilan : Dette à long terme et obligations liées aux contrats de location- acquisition (y compris la tranche échéant à moins d'un an)

Augmentation/diminution (en millions $) : 98

Explication

L'augmentation découle principalement de l'émission de titres de créance à long terme et de l'effet de change à la conversion de la dette libellée en dollars américains, en partie contrebalancés par une diminution nette de 374 millions $ des emprunts sur la facilité de crédit consentie, attribuable aux remboursements nets par les sociétés Terasen Gas et la Société, de même qu'aux remboursements de dette prévus.

Les émissions de titres de créance à long terme, surtout aux fins du remboursement d'emprunts en vertu de la facilité de crédit consentie, d'emprunts à court terme et de 188 millions $ de titres de créance à long terme échus, ont consisté en un placement de débentures non garanties d'un capital de 250 millions $ par TGI, un placement de débentures non garanties d'un capital de 250 millions $ par TGVI, un placement de débentures de premier rang non garanties d'un capital de 100 millions $ par FortisAlberta et une émission d'obligations hypothécaires de premier rang garanties d'un capital de 60 millions $ par Maritime Electric.


Comptes du bilan : Part des actionnaires sans contrôle

Augmentation/diminution (en millions $) : 15

Explication

L'augmentation est principalement liée à l'incidence du change sur la conversion des montants en dollars américains de la part des actionnaires sans contrôle, de même qu'à la participation sans contrôle de la Société dans le placement de droits de 28 millions $ US de Caribbean Utilities. L'augmentation a été en partie contrebalancée par la participation sans contrôle de la Société dans la perte nette de l'exercice subie par Belize Electricity pour les neuf premiers mois en raison de la décision de la PUC à l'égard de la requête tarifaire de la société pour 2008/2009.


Comptes du bilan :Capitaux propres

Augmentation/diminution (en millions $) : 315

Explication

L'augmentation fait suite à une émission d'actions privilégiées d'un capital de 230 millions $ (225 millions $ déduction faite des frais après impôts), et au bénéfice net déclaré pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, moins les dividendes sur actions ordinaires. Le reste de l'augmentation est lié à l'émission d'actions ordinaires en vertu des régimes d'achat d'actions, de réinvestissement des dividendes et d'options sur actions de la Société, et à une baisse de la perte au titre du cumul des autres éléments du résultat étendu.


SITUATION DE TRESORERIE ET SOURCES DE FINANCEMENT

Le tableau ci-dessous présente le sommaire des flux de trésorerie.



Fortis Inc.
Sommaire des flux de trésorerie (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie au début
de la période 59 63 (4) 58 41 17
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie
liés à ce qui suit :
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'exploitation 17 59 (42) 449 221 228
-------------------------------------------------------------------------
Activités
d'investissement (219) (252) 33 (577)(1 799) 1 222
-------------------------------------------------------------------------
Activités de
financement 211 182 29 138 1 591 (1 453)
-------------------------------------------------------------------------
Incidence du change
sur les soldes de
trésorerie - (1) 1 - (3) 3
-------------------------------------------------------------------------
Trésorerie à la fin
de la période 68 51 17 68 51 17
-------------------------------------------------------------------------


Activités d'exploitation : Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, ont été de 17 millions $ par rapport à 59 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est liée surtout à FortisAlberta; toutefois, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, pour le troisième trimestre de 2007, comprenaient un produit d'environ 28 millions $ sur la vente du compte de report des charges de l'AESO de 2006 de FortisAlberta, et un remboursement d'impôts au comptant de 12 millions $.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements liés au fonds de roulement, pour les neuf premiers mois de l'exercice sont supérieurs de 228 millions $ à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. Une augmentation des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, après les ajustements au fonds de roulement, de 304 millions $ des sociétés Terasen Gas, ajoutée à l'incidence de variations favorables du fonds de roulement à Newfoundland Power, a été en partie contrebalancée par des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation moins élevés, après les ajustements au fonds de roulement, à FortisAlberta, pour les raisons décrites ci-dessus pour le trimestre, de même que par l'incidence du calendrier des paiements par FortisAlberta des coûts de transport à l'AESO. Les sociétés Terasen Gas ont contribué aux résultats financiers de la Société pour une période complète de neuf mois depuis le début de l'exercice en 2008 comparativement à une période partielle à l'exercice précédent.

Activités d'investissement : Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été plus bas de 33 millions $ qu'au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Au cours du troisième trimestre de 2007, Fortis Properties a clôturé l'acquisition du Delta Regina pour un prix d'achat d'environ 50 millions $. En excluant l'incidence de cette acquisition à l'exercice précédent, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été plus élevés de 17 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de dépenses en immobilisations de services publics plus élevées et des variations des charges reportées, des autres actifs et des crédits reportés, en partie contrebalancées par des apports plus importants reçus sous forme d'aide à la construction.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été de 1,2 milliard $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Toutefois, les activités d'investissement de l'exercice précédent comprenaient l'incidence d'un paiement au comptant d'environ 1,3 milliard $ relatif à l'acquisition de Terasen en mai 2007. En excluant l'incidence de l'acquisition de Terasen et du Delta Regina à l'exercice précédent, les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été plus élevés de 81 millions $ qu'à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette augmentation est le résultat de dépenses en immobilisations de services publics plus élevées et des variations des charges reportées, des autres actifs et des crédits reportés, en partie contrebalancées par une augmentation du produit de la vente d'immobilisations, découlant d'un produit de 14 millions $ reçu en janvier 2008 relativement à la vente, en décembre 2007, de terrains excédentaires par TGI.

Les dépenses brutes en immobilisations de services publics ont atteint 231 millions $ pour le troisième trimestre de 2008, soit 19 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est attribuable aux sociétés Terasen Gas, à FortisAlberta et à Fortis Turks and Caicos. Les dépenses brutes en immobilisations de services publics s'établissent à 612 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, soit une hausse de 73 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse est liée surtout aux sociétés Terasen Gas et à FortisAlberta, et est atténuée par une baisse des dépenses en immobilisations à FortisBC.

L'augmentation nette des flux de trésorerie affectés qui est attribuable à la variation des charges reportées, des autres actifs et des crédits reportés de 13 millions $ pour le trimestre et de 27 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent est due aux contributions plus élevées par FortisAlberta aux projets d'immobilisations de transport de l'AESO.

Activités de financement : Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont dépassé de 29 millions $ ceux du trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison des emprunts nets plus élevés effectués sur les facilités de crédit consenties et du produit plus important tiré des emprunts à court terme nets, en partie contrebalancés par le produit moins élevé tiré de dettes à long terme.

Les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont baissé d'environ 1,5 milliard $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. A l'exercice précédent, les activités de financement comprenaient l'incidence de l'émission d'actions ordinaires pour un produit brut de 1,15 milliard $, au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destinée à financer une tranche importante du prix d'achat au comptant de Terasen. En excluant l'incidence du financement de l'acquisition de Terasen à l'exercice précédent, les flux de trésorerie provenant des activités de financement ont diminué de 351 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution résulte surtout de remboursements nets plus élevés des emprunts sur les facilités de crédit consenties et de remboursements plus élevés sur la dette à long terme, en partie compensés par le produit de l'émission d'actions privilégiées au cours du deuxième trimestre de 2008 et du produit plus élevé tiré de dettes à long terme. En outre, au cours du premier trimestre de 2007, la Société avait procédé, par voie d'un appel public à l'épargne, à l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires pour un produit brut d'environ 150 millions $ (143 millions $ déduction faite des frais).

Le produit net tiré des emprunts à court terme nets a atteint 160 millions $ pour le troisième trimestre de 2008, soit 61 millions $ de plus que pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est liée aux sociétés Terasen Gas et à FortisBC, et a été en partie annulée par des remboursements nets d'emprunts à court terme par Caribbean Utilities. Les remboursements nets des emprunts à court terme ont été de 36 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, comparativement à un produit tiré des emprunts à court terme nets de 29 millions $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les remboursements nets pour les neuf premiers mois de l'exercice 2008 se rattachent principalement à Maritime Electric.

Les tableaux qui suivent présentent un sommaire du produit de titres de créance à long terme, déduction faite des frais d'émission, des emprunts nets (remboursements nets) sur les facilités de crédit consenties et des remboursements sur la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de location-acquisition pour le trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.



Produit de titres de créance à long terme, déduction faite
des frais d'émission (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
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(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - 496(1,2) - 496
-------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta - - - 99(3) 110(4) (11)
-------------------------------------------------------------------------
FortisBC - 104(5) (104) - 104(5) (104)
-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power - 70(6) (70) - 70(6) (70)
-------------------------------------------------------------------------
Maritime Electric - - - 60(7) - 60
-------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities - - - - 32(8) (32)
-------------------------------------------------------------------------
Siège social - 209(9) (209) - 209(9) (209)
-------------------------------------------------------------------------
Divers - 7 (7) 4 8 (4)
-------------------------------------------------------------------------
Total - 390 (390) 659 533 126
-------------------------------------------------------------------------


(1) Emission par TGVI, en février 2008, de débentures à moyen terme à
6,05 % d'un capital de 250 millions $, venant à échéance en février
2038. Le produit net a été affecté au remboursement des emprunts
sur une facilité de crédit consentie.

(2) Emission par TGI, en mai 2008, de débentures à moyen terme à 5,80 %
d'un capital de 250 millions $, venant à échéance en mai 2038. Le
produit net a été principalement affecté au remboursement de
débentures à 6,20 % d'un capital de 188 millions $ arrivant à
échéance et d'emprunts à court terme.

(3) Emission, en avril 2008, de débentures de premier rang non garanties
à 5,85 % d'un capital de 100 millions $, venant à échéance en
avril 2038. Le produit net a été affecté au remboursement des
emprunts sur une facilité de crédit consentie.

(4) Emission, en janvier 2007, de débentures de premier rang non
garanties à 4,99 % d'un capital de 110 millions $, venant à
échéance en janvier 2047. Le produit net a été affecté au
remboursement des emprunts sur une facilité de crédit consentie.

(5) Emission, en juillet 2007, de débentures non garanties à 5,90 %
d'un capital de 105 millions $, venant à échéance en juillet
2047. Le produit net a été affecté au remboursement d'emprunts
sur une facilité de crédit consentie et aux fins générales du
siège social, y compris les dépenses en immobilisations.

(6) Emission, en août 2007, d'obligations hypothécaires de premier
rang à fonds d'amortissement garanties à 5,90 % d'un capital de
70 millions $, venant à échéance en août 2037. Le produit net a
été affecté au remboursement des emprunts sur une facilité
de crédit consentie.

(7) Emission, en avril 2008, d'obligations hypothécaires de premier
rang garanties à 6,05 %, d'un capital de 60 millions $, venant
à échéance en avril 2038. Le produit a été affecté au
remboursement d'emprunts à court terme.

(8) Emission, en juin 2007, de billets de premier rang non garantis
à 5,65 % d'un montant de 30 millions $ US, venant à échéance en
juin 2022. Le produit a été affecté au remboursement de la dette
et au financement des dépenses en immobilisations.

(9) Emission, en septembre 2007, de billets de premier rang non
garantis à 6,60 % d'un capital de 200 millions $ US, venant à
échéance en septembre 2037. Le produit net a été affecté au
remboursement des emprunts sur une facilité de crédit consentie
effectués pour l'acquisition de Terasen ainsi qu'aux fins
générales de la Société.


Emprunts nets (remboursements nets) sur les facilités de crédit
consenties (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre


Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - (261) - (261)
-------------------------------------------------------------------------
FortisAlberta 47 (16) 63 45 (88) 133
-------------------------------------------------------------------------
FortisBC 2 (31) 33 10 (21) 31
-------------------------------------------------------------------------
Newfoundland Power 8 (64) 72 (6) (33) 27
-------------------------------------------------------------------------
Siège social 46 (150) 196 (162)(1) 632 (225)
-------------------------------------------------------------------------
Total 103 (261) 364 (374) (79) (295)
-------------------------------------------------------------------------

(1) Au cours du deuxième trimestre de 2008, un remboursement net de 170
millions $ sur la facilité de crédit consentie de la Société a été
financé à l'aide d'une partie du produit d'une émission d'actions
privilégiées d'un capital de 230 millions $ (223 millions $,
déduction faite des frais). Le reste du produit net tiré de
l'émission d'actions privilégiées a été affecté au financement des
besoins en capitaux propres de FortisAlberta et des services publics
d'électricité réglementés de la Société dans les Caraïbes, et aux
fins générales du siège social.

(2) Au cours du deuxième trimestre de 2007, les emprunts sur la facilité
de crédit consentie de la Société avaient principalement trait au
financement provisoire du reste du prix d'acquisition net au
comptant de 125 millions $ de Terasen le 17 mai 2007, en plus de
certains coûts d'acquisition et frais d'émission d'actions
ordinaires, au remboursement de certaines dettes à court terme prises
en charge à l'acquisition de Terasen et aux fins générales du
siège social. Au cours du premier trimestre de 2007, la Société a
remboursé des emprunts sur sa facilité de crédit consentie d'un
montant d'environ 84 millions $ à l'aide d'une partie du produit
de l'émission de 5,17 millions d'actions ordinaires en janvier 2007.


Les emprunts effectués par les services publics sur des facilités de crédit consenties servent principalement aux programmes de dépenses en immobilisations de ces services publics ou à leurs besoins de fonds de roulement. Les remboursements sont surtout financés par l'émission de titres de créance à long terme ou faits à l'aide des flux de trésorerie d'exploitation. De temps à autre, le produit des émissions d'actions privilégiées, d'actions ordinaires et de titres de créance à long terme est affecté au remboursement des emprunts faits sur la facilité de crédit consentie de la Société.



Remboursements sur la dette à long terme et les obligations liées
aux contrats de location-acquisition (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre

Cumul annuel
Trimestres depuis le début
de l'exercice
-------------------------------------------------------------------------
(en millions $) 2008 2007 Variation 2008 2007 Variation
-------------------------------------------------------------------------
Sociétés Terasen Gas - - - (194)(1) - (194)
-------------------------------------------------------------------------
Caribbean Utilities (11) (8) (3) (11) (19) 8
-------------------------------------------------------------------------
Fortis Properties (3) (3) - (9) (17) 8
-------------------------------------------------------------------------
Divers (1) (4) 3 (6) (12) 6
-------------------------------------------------------------------------
Total (15) (15) - (220) (48) (172)
-------------------------------------------------------------------------

(1) En mai 2008, une partie du produit du placement de débentures de TGI
d'un capital de 250 millions $ a été affectée au remboursement des
débentures à 6,20 % d'un capital de 188 millions $ arrivant à échéance.


Le produit net de l'émission d'actions ordinaires dans le cadre des régimes d'achat d'actions et d'options sur actions de la Société au cours du troisième trimestre s'est établi à 5 millions $ pour le trimestre et à 16 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice comparativement à respectivement 8 millions $ et 17 millions $ pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le 17 mai 2007, la Société a fait un appel public à l'épargne visant à émettre 44,3 millions d'actions ordinaires, pour un produit brut d'environ 1,15 milliard $ (1,1 milliard $, déduction faite des frais), au moment de la conversion des reçus de souscription émis initialement en mars 2007, destinée à financer une tranche importante du prix d'achat net au comptant de Terasen. En janvier 2007, 5,17 millions d'actions ordinaires ont été émises dans le cadre d'un appel public à l'épargne, pour un produit brut d'environ 150 millions $ (143 millions $, déduction faite des frais). Une partie du produit net tiré de l'émission d'actions ordinaires en janvier 2007 a été affectée au remboursement de la dette existante contractée en vertu de la facilité de crédit consentie de la Société. Le reste du produit net a servi à financer les besoins en capitaux propres des services publics réglementés d'électricité de la Société dans l'ouest du Canada au soutien de leurs programmes respectifs de dépenses en immobilisations et aux fins générales du siège social.

Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 39 millions $ pour le troisième trimestre de 2008, en hausse de 6 millions $ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse découle principalement d'une augmentation du dividende par action ordinaire par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les dividendes sur actions ordinaires se sont établis à 118 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice, en hausse de 29 millions $ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse reflète une augmentation du nombre d'actions ordinaires en circulation, en raison surtout de l'émission d'actions ordinaires dans le cadre de l'acquisition de Terasen en mai 2007, et une hausse du dividende par action ordinaire par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les dividendes par action ordinaire pour chacun des trois premiers trimestres de 2008 se sont établis à 0,25 $, alors que les dividendes par action ordinaire pour chacun des trois premiers trimestres de l'exercice précédent ont été de 0,21 $.

Les dividendes sur actions privilégiées ont augmenté de 3 millions $ pour le trimestre et de 4 millions $ pour les neuf premiers mois de l'exercice par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en raison de l'émission de 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang de série G au cours du deuxième trimestre de 2008.

Obligations contractuelles : Au 30 septembre 2008, les obligations contractuelles consolidées pour les cinq prochaines périodes de douze mois et par la suite sont présentées dans le tableau qui suit. De par leur nature et leur montant, les obligations contractuelles sont conformes à celles qui figurent dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007, sauf en ce qui concerne celles qui sont décrites ci-après pour FortisOntario, Maritime Electric, Caribbean Utilities et Fortis Turks and Caicos.



Fortis Inc.
Obligations contractuelles (non vérifié)
au 30 septembre 2008

-----------------------------------------------------------------------
D'un an De quatre
Moins à trois à cinq Plus de
(en millions $) Total d'un an ans ans cinq ans
-----------------------------------------------------------------------
Dette à long terme 5 158 374 299 217 4 268
-----------------------------------------------------------------------
Poste de
transformation
Brilliant 64 3 5 5 51
-----------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz
(en fonction des prix
des indices au 30
septembre 2008) 770 747 23 - -
-----------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats d'achat
d'électricité
FortisBC 2 825 37 75 73 2 640
FortisOntario(1) 567 40 94 98 335
Maritime Electric(2) 90 70 2 2 16
Belize Electricity 15 4 3 2 6
-----------------------------------------------------------------------
Coût en capital 391 14 38 36 303
-----------------------------------------------------------------------
Ententes sur les
actifs à utilisation
commune et les
services partagés 63 1 7 6 49
-----------------------------------------------------------------------
Location de bureaux -
FortisBC 20 - 4 2 14
-----------------------------------------------------------------------
Obligations liées aux
contrats de location-
exploitation 163 18 33 28 84
-----------------------------------------------------------------------
Engagement
d'acquisition
d'équipement -
Caribbean Utilities(3) 20 10 10 - -
-----------------------------------------------------------------------
Divers 25 5 9 6 5
-----------------------------------------------------------------------
Total 10 171 1 323 602 475 7 771
-----------------------------------------------------------------------

(1) Les obligations d'achat d'électricité de FortisOntario comprennent
un nouveau contrat de prise ferme de 11,5 ans entre Cornwall
Electric et Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. pour la
fourniture d'électricité et de capacité. Ce contrat, qui vient à
échéance le 31 décembre 2019, remplace le contrat antérieur de
deux ans qui est arrivé à échéance le 30 juin 2008. Ce contrat de
prise ferme prévoit l'approvisionnement d'électricité jusqu'à
concurrence de 100 MW en fonction des besoins et prévoit une
quantité minimale de 300 000 MWh d'électricité par année couverte
par le contrat à compter du 1er juillet 2008.

(2) Maritime Electric détient deux nouveaux contrats de prise ferme
pour l'achat d'électricité ou de capacité. Les contrats totalisent
environ 90 millions $ jusqu'au 30 novembre 2032. Le contrat de
prise ferme avec la Société d'énergie du Nouveau-Brunswick
prévoit, entre autres, la fourniture de l'électricité et de la
capacité de remplacement pendant l'interruption de service de
dix-huit mois pour la remise en état de la centrale nucléaire
Pointe Lepreau. L'autre contrat de prise ferme vise à permettre
à Maritime Electric de réserver 30 MW de capacité de transport
vers les Etats-Unis sur la nouvelle International Power Line.

(3) Caribbean Utilities a conclu un accord portant sur l'achat d'une
centrale au diesel de 16 MW et de l'équipement connexe auprès
d'un fournisseur d'Allemagne pour environ 24 millions $ US. La
centrale devrait être mise en service à l'été 2009. Un montant
d'environ 5 millions $ US avait été engagé dans le cadre de ce
projet au 30 septembre 2008.

Autres obligations contractuelles :

Caribbean Utilities a conclu un contrat d'achat de combustible primaire
avec un important fournisseur et s'est engagée à acheter 80 % de ses
besoins en combustible auprès de ce fournisseur pour l'exploitation de la
centrale alimentée au diesel de Caribbean Utilities. Le contrat d'une durée
de trois ans vient à échéance en avril 2010. Les quantités approximatives
restantes, en millions de gallons impériaux, qui doivent être acquises
annuellement pour chacune des périodes de douze mois prenant fin le 30
avril, s'élèvent à 26 pour 2009 et à 28 pour 2010.

Fortis Turks and Caicos a un contrat renouvelable avec un important
fournisseur pour la totalité de ses besoins en combustible diesel liés à la
production d'électricité. Les besoins approximatifs en combustible en vertu
de ce contrat sont de 12 millions de gallons impériaux par année.


Structure du capital : Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, requièrent constamment un accès à des capitaux afin de financer l'entretien et l'expansion des réseaux. Dans la mesure du possible, Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux sources de capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs.

Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient la structure du capital qui lui est propre et qui correspond à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise de services publics. De plus, la Société et ses entreprises de services publics réglementés les plus importantes ont obtenu des facilités de crédit consenties pour plusieurs années afin de maintenir le financement à court terme des dépenses en immobilisations et les besoins saisonniers en fonds de roulement. La facilité de crédit consentie de Fortis est disponible pour le financement provisoire des acquisitions et pour les besoins généraux de la Société. Fortis finance généralement une part importante des acquisitions à même le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires et privilégiées.

La structure du capital consolidée de Fortis se présente comme suit :



Fortis Inc.
Structure du capital (non vérifié)
Aux

30 septembre 2008 31 décembre 2007
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction
faite de la trésorerie)(1) 5 529 62,2 5 476 64,3
------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées(2) 667 7,5 442 5,2
------------------------------------------------------------------------
Capitaux propres attribuables
aux actions ordinaires 2 691 30,3 2 601 30,5
------------------------------------------------------------------------
Total 8 887 100,0 8 519 100,0
------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats
de location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un an, et
les emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.

(2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à
long terme que comme capitaux propres.


L'amélioration de la structure du capital depuis décembre 2007 découle principalement de l'émission d'actions privilégiées de 230 millions $ (225 millions $ déduction faite des frais après impôts), en partie contrebalancée par une augmentation de la dette consolidée. L'augmentation de la dette consolidée s'explique par la hausse de la dette de FortisAlberta au soutien de son important programme de dépenses en immobilisations et par une augmentation essentiellement saisonnière des emprunts des sociétés Terasen Gas sur leur facilité de crédit, en partie contrebalancées par le remboursement des emprunts sur la facilité de crédit de la Société à l'aide d'une partie du produit de l'émission d'actions privilégiées. La structure du capital a aussi été améliorée par le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires, déduction faite des dividendes sur actions ordinaires, de 51 millions $ pour les neuf premiers mois de 2008.

Les notes de solvabilité de la Société s'établissent comme suit :



-----------------------------------------------------------------------
S&P A- (note de crédit à long terme de la Société et des titres
de créance non garantis)
-----------------------------------------------------------------------
DBRS BBB (élevé) (note de crédit des titres de créance non garantis)
-----------------------------------------------------------------------


Les notes de solvabilité reflètent la diversité des activités de Fortis, la nature autonome et la séparation financière de chaque filiale réglementée de Fortis, l'engagement de la direction à contenir les niveaux d'endettement au niveau de la société de portefeuille et l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition de services publics réglementés stables.

Programme de dépenses en immobilisations : Les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent l'activité principale de la Société, se caractérisent par leurs grands besoins de capitaux. Des investissements dans l'infrastructure sont nécessaires pour assurer le rendement continu et amélioré, ainsi que la fiabilité et la sécurité des réseaux de gaz et d'électricité, et pour répondre aux besoins de la clientèle croissante. Tous les coûts considérés comme des coûts de maintenance et de réparation sont passés en charges dès qu'ils sont engagés. Les coûts de remplacement, de mise à niveau et d'amélioration des immobilisations sont capitalisés dès qu'ils sont engagés.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice, les dépenses en immobilisations brutes consolidées se sont établies à 623 millions $. Le tableau qui suit présente une ventilation des dépenses en immobilisations brutes pour les neuf premiers mois de l'exercice par secteur.



Dépenses en immobilisations brutes (non vérifié)
Cumul annuel au 30 septembre 2008
(en millions $)


Autres Total -
services Services
publics publics
Sociétés Fortis Fortis NF réglementés réglementés
Terasen Gas(1) Alberta(1,2) BC(1) Power(1) au Canada(1) au Canada
----------------------------------------------------------------------
152 222 81 47 28 530


Services
publics Services
réglementés publics Fortis
dans les Caraïbes non réglementés(3) Properties Total(4)
------------------------------------------------------------------
65 17 11 623


(1) Comprend les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état
des lieux qui sont admissibles dans le tarif de base.

(2) Compte non tenu de paiements de 23 millions $ versés à l'AESO
au titre des investissements dans des projets d'immobilisations
de transport.

(3) Comprend les dépenses en immobilisations des activités de
production non réglementées, des services publics de gaz non
réglementés et du siège social.

(4) Comprend les dépenses liées aux actifs en construction.


Les dépenses en immobilisations brutes consolidées pour 2008 devraient excéder 900 millions $. Les dépenses en immobilisations prévues sont fondées sur des projections détaillées de la demande en électricité de la clientèle, des conditions climatiques, du coût de la main-d'oeuvre et du matériel, ainsi que sur d'autres facteurs qui pourraient varier et entraîner un écart entre les dépenses réelles et les dépenses prévues. Les changements importants quant au niveau, à la nature et au calendrier prévus de certains projets d'immobilisations pour 2008 par rapport à l'information fournie à cet égard dans le rapport de gestion de l'exercice terminé le 31 décembre 2007 sont décrits ci-après.

En avril 2008, TGVI a reçu l'approbation de la BCUC relativement à la phase d'ingénierie-approvisionnement-construction ("IAC") de l'installation de stockage de GNL sur l'île de Vancouver dont les coûts estimatifs totalisent environ 200 millions $. Ainsi, la société a conclu un contrat d'IAC avec un tiers pour la construction de l'installation. Le contrat comprend un montant d'environ 55 millions $ à être payé en dollars américains. TGVI a donc conclu un contrat d'achat à terme de dollars américains, qui atténuera les effets du change pour la portion en dollars américains du contrat d'IAC. La construction de l'installation de stockage de GNL a débuté au cours du deuxième trimestre de 2008.

Les travaux de construction par TGVI du tronçon de 50 kilomètres de pipeline, d'environ 40 millions $, reliant Squamish et Whistler se poursuivent et, au 30 septembre 2008, environ 47 kilomètres avaient été construits. Les travaux de construction du tronçon devaient initialement être terminés à l'été 2008, mais la date d'achèvement a été repoussée au début de 2009, soit un peu plus tard qu'initialement prévu, en raison de modifications que la société a été contrainte d'apporter au plan d'ordonnancement de la construction du pipeline qui sont attribuables au projet d'amélioration de l'autoroute Sea-to-Sky de la province ("projet d'autoroute"). Le pipeline est construit en même temps que le projet d'autoroute et le tracé pipelinier traverse une grande partie de l'emprise de l'autoroute. Les travaux de conversion du propane au gaz naturel de la Resort Municipality of Whistler débuteront au printemps 2009 et dureront environ trois mois. TGVI ne prévoit pas de changement important quant aux coûts de réalisation de ce projet d'immobilisations en raison de ce retard.

Au cours du troisième trimestre de 2008, FortisAlberta a entamé la deuxième phase de remplacement des compteurs traditionnels par la nouvelle infrastructure de comptage automatisé. Cette phase fait partie d'un projet global de 124 millions $ visant à convertir environ 435 000 compteurs vers la technologie d'infrastructure de comptage automatisé sur une période de quatre ans qui a débuté en 2007. FortisAlberta prévoit investir entre 293 millions $ et 303 millions $, montant brut, dans des projets d'immobilisations en 2008, y compris les coûts d'enlèvement d'actifs et de remise en état des lieux, en hausse par rapport aux 264 millions $ présentés le 31 décembre 2007, principalement en raison de la croissance de la clientèle.

En octobre 2008, la BCUC a approuvé le projet de renforcement de la ligne de transport d'Okanagan proposé de 141 millions $, qui était inclus dans le plan d'immobilisations de 2009 et de 2010 de FortisBC. Le projet a trait à la mise à niveau de la ligne de transport aérienne existante, qui passera de 161 kilovolts ("kV") à 230 kV de Vaseux Lake à Oliver et Penticton, et à la construction d'une nouvelle ligne de transport de 230 kV de Vaseux Lake à Penticton. FortisBC prévoit que la construction du projet commencera au printemps 2009 pour se terminer en 2011.

Fortis Properties agrandira son hôtel Holiday Inn à Kelowna entre autres par l'ajout de 70 chambres et de 4 000 pieds carrés d'espace de réunion, la construction devant débuter à la fin de 2008. On prévoit que l'agrandissement sera achevé d'ici janvier 2010 pour un coût en capital totalisant environ 13 millions $.

En avril 2008, Caribbean Utilities a conclu un accord portant sur l'achat d'une centrale au diesel de 16 MW et de l'équipement connexe auprès d'un fournisseur d'Allemagne pour environ 24 millions $ US, sur 2008/2009. La centrale devrait être mise en service à l'été 2009.

Fortis prévoit que les dépenses en immobilisations consolidées devraient excéder 4,5 milliards $ au cours des cinq prochaines années et devraient être attribuables surtout aux sociétés Terasen Gas, à FortisAlberta, à FortisBC et aux activités des services publics d'électricité réglementés de la Société dans les Caraïbes. L'augmentation des dépenses en immobilisations prévues quant aux cinq prochaines années par rapport à l'estimation initiale de 4 milliards $ découle de projets d'immobilisations additionnels prévus par les sociétés Terasen Gas, FortisBC et Caribbean Utilities.

Flux de trésorerie : A l'échelle des filiales, il est prévu que les charges d'exploitation et les intérêts débiteurs seront, de façon générale, payés à même les flux de trésorerie d'exploitation des filiales, ainsi qu'à l'aide, selon divers ordres de grandeur, des flux de trésorerie résiduels disponibles pour les dépenses en immobilisations des filiales et/ou pour les versements de dividendes à Fortis. Des emprunts sur les facilités de crédit peuvent être requis de temps à autre pour répondre aux besoins saisonniers de fonds de roulement. On prévoit également que les programmes de dépenses en immobilisations des filiales seront financés au moyen d'une combinaison d'emprunts sur les facilités de crédit, d'injections de capitaux propres de Fortis et d'émissions de titres de créance à long terme.

La capacité de la Société d'assurer le service de sa dette ainsi que de verser des dividendes sur ses actions ordinaires et privilégiées est tributaire des résultats financiers des filiales d'exploitation et des paiements au comptant connexes provenant de ces filiales. Certaines filiales réglementées pourraient subir des contraintes pouvant restreindre leur capacité de faire des distributions en espèces à Fortis. Les liquidités requises de Fortis pour soutenir les programmes de dépenses en immobilisations des filiales et financer des acquisitions devraient provenir d'une combinaison d'emprunts sur les facilités de crédit, et de l'émission d'actions ordinaires, d'actions privilégiées et de titres de créance à long terme. Selon le moment des paiements au comptant des filiales, des emprunts sur la facilité de crédit de la Société peuvent être requis de temps à autre afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes. Au cours des cinq prochaines années, les échéances moyennes annuelles de la dette à long terme devraient être relativement peu élevées, soit d'environ 180 millions $. Les facilités de crédit disponibles et les échéances annuelles de la dette peu élevées apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment de recourir aux marchés des titres de créance ou des actions.

En raison de la décision finale de la PUC portant sur la demande de tarifs pour 2008/2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives de sa dette à l'égard de ratios financiers, entraînant un défaut à l'égard d'une tranche d'environ 16 millions $ (30 millions $ BZ) de sa dette au 30 septembre 2008, et Belize Electricity est empêchée de contracter de nouvelles dettes ou de déclarer des dividendes en vertu de certaines de ces clauses restrictives. La Société a avisé les prêteurs de cette situation et elle a demandé les dispenses appropriées. Au 30 septembre 2008, la dette susmentionnée était classée à court terme au bilan consolidé.

Au 30 septembre 2008, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,5 milliard $ demeurait inutilisée. Les facilités de crédit sont presque en totalité contractées auprès des sept plus importantes banques canadiennes, aucune banque ne détenant plus de 25 % de ces facilités. Le sommaire qui suit présente les facilités de crédit de la Société et de ses filiales.



Fortis Inc.
Facilités de crédit (non vérifié)

Siège Services Total au 30 Total au 31
(en social publics Fortis septembre décembre
millions $) et autres réglementés Properties 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités de
crédit 715 1 491 13 2 219 2 234
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit utilisées :
--------------------------------------------------------------------------
Emprunts à
court terme - (440) - (440) (475)
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long
terme (y compris
la tranche
échéant à moins
d'un an) (46) (110) - (156) (530)
--------------------------------------------------------------------------
Lettres de crédit
en cours (1) (89) (1) (91) (159)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de crédit
disponibles 668 852 12 1 532 1 070
--------------------------------------------------------------------------


Aux 30 septembre 2008 et 31 décembre 2007, certains emprunts sur les facilités de crédit de la Société et de ses filiales étaient classés comme dettes à long terme. Ces emprunts sont contractés en vertu de facilités de crédit consenties à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Siège social et autres

Des lettres de crédit antérieurement en cours de Terasen d'un montant de 50 millions $, qui étaient liées à son ancienne entreprise de transport de pétrole et garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen, ont été annulées au cours du deuxième trimestre de 2008.

Services publics réglementés

En avril 2008, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit consentie non garantie renouvelable de 150 millions $, afin de repousser l'échéance d'une portion de 50 millions $ de mai 2010 à mai 2011, et celle d'une portion de 100 millions $, de mai 2008 à mai 2009. La Société a la capacité d'augmenter le montant de la facilité de crédit à un total de 200 millions $, sous réserve de l'approbation de la banque.

En avril 2008, Maritime Electric a remboursé la totalité de ses emprunts sur sa facilité de crédit non garantie de 25 millions $ à même une partie du produit d'une émission d'obligations de 60 millions $. La facilité de crédit est arrivée à échéance en mai 2008 et n'a pas été renouvelée. Au 30 septembre 2008, Maritime Electric détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie de 50 millions $.

En juillet 2008, TGI a renégocié, selon des modalités essentiellement semblables, sa facilité de crédit consentie non garantie renouvelable de 500 millions $ et a repoussé la date d'échéance de la facilité d'août 2012 à août 2013.

En août 2008, Newfoundland Power a renégocié, selon des modalités essentiellement semblables, sa facilité de crédit consentie renouvelable de 100 millions $ et a repoussé la date d'échéance de janvier 2009 à août 2011.


INSTRUMENTS FINANCIERS

La valeur comptable des instruments financiers inclus dans l'actif et le passif à court terme, les charges reportées et autres actifs, et les crédits reportés aux bilans consolidés de Fortis se rapproche de leur juste valeur, ce qui reflète l'échéance à court terme, les conditions normales de crédit et la nature de ces instruments. La juste valeur de la dette à long terme est calculée en utilisant les cours du marché lorsqu'ils sont disponibles, ou en actualisant les flux de trésorerie futurs de chaque titre de créance avec les taux de rendement estimatifs jusqu'à l'échéance de titres identiques ou similaires à la date du bilan. Puisque la Société n'a pas l'intention de régler la dette à long terme avant son échéance, l'estimation de la juste valeur ne représente pas un passif réel et, par conséquent, n'inclut pas les coûts d'échange ou de règlement. La juste valeur des actions privilégiées de la Société est établie selon les cours du marché.

La valeur comptable et la juste valeur de la dette à long terme et des actions privilégiées consolidées de la Société étaient les suivantes.



Instruments financiers (non vérifié)
Aux


30 septembre 2008 31 décembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
(en millions $) Valeur Juste valeur Valeur Juste valeur
comptable estimative comptable estimative
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme,
y compris la
tranche échéant à
moins d'un an(1) 5 122 5 321 5 023 5 635
--------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées
classées comme
dette(2) 320 326 320 346
--------------------------------------------------------------------------

(1) La valeur comptable au 30 septembre 2008 est présentée déduction
faite des frais financiers reportés non amortis de 36 millions
$ (33 millions $ au 31 décembre 2007).

(2) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres ne répondent
pas à la définition d'un instrument financier; cependant, la juste
valeur estimative des actions privilégiées de la Société d'un capital
de 347 millions $ classées comme capitaux propres s'élevait à 326
millions $ au 30 septembre 2008 (valeur comptable de 122 millions $
et juste valeur de 107 millions $ au 31 décembre 2007).


Gestion du risque : Le bénéfice de la Société tiré des filiales étrangères autonomes et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition au moyen d'emprunts en dollars américains. Au 30 septembre 2008, la totalité de la dette à long terme de 408 millions $ US de la Société était désignée à titre de couverture d'une tranche des investissements nets dans des établissements étrangers de la Société. L'incidence des variations du taux de change découlant de la conversion des emprunts en dollars américains de la Société désignés à titre de couvertures des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers est présentée dans le résultat étendu. Au 30 septembre 2008, la Société avait des investissements nets dans des établissements étrangers d'environ 105 millions $ US non encore couverts.

La Société et ses filiales ont aussi recours aux instruments financiers dérivés pour couvrir les risques de fluctuations des taux d'intérêt, de change et du cours du gaz naturel. La Société et ses filiales ne détiennent ni n'émettent d'instruments financiers dérivés à des fins de transaction. Le tableau qui suit présente un sommaire de l'évaluation des instruments financiers dérivés consolidés de la Société.



Instruments financiers dérivés (non vérifié)
Aux

30 septembre 2008
---------------------------------------------------------------------------
Durée
jusqu'à Valeur Juste valeur
l'échéance Nombre de comptable estimative
(Passif) actif (en années) contrats (en millions $) (en millions $)
---------------------------------------------------------------------------
Swaps de
taux d'intérêt 1 à 2 4 (1) (1)
---------------------------------------------------------------------------
Contrat de change
à terme 3 1 1 1
---------------------------------------------------------------------------
Dérivés sur
gaz naturel :
---------------------------------------------------------------------------
Swaps et options Jusqu'à 3 245 (58) (58)
---------------------------------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats plus petit
d'achat de gaz que 3 108 (3) (3)
---------------------------------------------------------------------------


31 décembre 2008

Valeur Juste valeur
comptable estimative
(en millions $) (en millions $)
-------------------------------------------------
Swaps de
taux d'intérêt - -
-------------------------------------------------
Contrat de change
à terme - -
-------------------------------------------------
Dérivés sur
gaz naturel :
-------------------------------------------------
Swaps et options (79) (79)
-------------------------------------------------
Obligations liées
aux contrats
d'achat de gaz 5 5
-------------------------------------------------


Deux des quatre swaps de taux d'intérêt sont détenus par Fortis Properties et sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable. La tranche efficace des variations de la valeur des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties est comptabilisée dans le résultat étendu. Les autres swaps de taux d'intérêt sont détenus par les sociétés Terasen Gas. Les swaps de taux d'intérêt sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié aux titres de créance à taux variable.

Le contrat de change à terme est détenu par TGVI et est désigné comme couverture du risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 55 millions $ US devant être payés en vertu d'un contrat visant la construction d'une installation de stockage de GNL.

Les dérivés sur gaz naturel servent à bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel, la majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel étant assortis de prix variables au lieu de prix fixes. Les variations de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt, du contrat de change à terme et des dérivés sur gaz naturel des sociétés Terasen Gas sont reportées à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve d'une approbation réglementaire, aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel était comptabilisée dans les créditeurs au 30 septembre 2008 (dans les créditeurs et dans les débiteurs au 31 décembre 2007).

Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées. Le contrat de change à terme est évalué à la valeur actualisée de ses flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux de change du marché futurs publiées. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel reflète les montants estimatifs selon les courbes publiées que la Société recevrait ou paierait si elle était dans l'obligation d'acquitter toutes les obligations contractuelles en cours à la date du bilan.

La juste valeur des instruments financiers de la Société, y compris les instruments financiers dérivés, correspond à une estimation à un moment précis en fonction de renseignements concernant le marché pour ces instruments. Les estimations ne sont pas précises, du fait qu'elles mettent en jeu des incertitudes et des questions de jugement et, par conséquent, pourraient ne pas être pertinentes aux fins de la prévision du bénéfice ou des flux de trésorerie futurs de la Société.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 30 septembre 2008, la Société n'avait conclu aucun arrangement hors bilan tel que des transactions, des accords ou des ententes contractuelles avec des entités non consolidées, des entités de financement structuré, des structures d'accueil ou des entités à détenteurs de droits variables qui pourraient raisonnablement avoir un effet important sur les liquidités ou la disponibilité et les besoins de ressources en capital.

GESTION DU RISQUE D'AFFAIRES

Les changements importants touchant les risques d'affaires importants de la Société au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 par rapport à ceux présentés dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007 sont décrits ci-après.

Règlementation : La décision finale de la PUC de juin 2008 portant sur la demande de tarifs de Belize Electricity pour la période du 1er juillet 2008 jusqu'au 30 juin 2009 crée une incertitude à l'égard du régime réglementaire et du processus d'établissement des tarifs au Belize. La PUC a ordonné un rajustement rétroactif de 36 millions $ BZ (18 millions $, dont la quote-part de la Société de 13 millions $) lié aux résultats financiers d'exercices précédents de Belize Electricity. En substance, le rajustement représentait le rejet de coûts du combustible et de l'électricité achetée engagés antérieurement. La PUC a aussi réduit le RAB autorisé cible de Belize Electricity, le faisant passer de 12 % à 10 %. La décision finale va à l'encontre des pratiques réglementaires établies et des obligations contractuelles prises par le gouvernement du Belize au moment où Fortis a procédé à son investissement initial dans Belize Electricity. Le 25 juillet 2008, Belize Electricity a déposé auprès de la Cour suprême du Belize une requête en révision judiciaire des règlements modifiés de 2008 sur lesquels la décision finale était fondée, et a interjeté appel de la décision finale. La requête a été reçue le 3 octobre 2008. L'instance de révision judiciaire devrait avoir lieu à la fin de 2008.

Risque de contrepartie : Les sociétés Terasen Gas sont exposées à un risque de crédit en cas de défaut des contreparties à ses instruments dérivés. Les sociétés Terasen Gas sont également exposées à un risque de crédit élevé à l'égard des ventes réelles hors réseau. Les sociétés Terasen Gas traitent avec des institutions très solvables, conformément aux pratiques établies en matière d'approbation de crédit. En raison des événements récents survenus sur les marchés financiers, y compris l'importante intervention dans les systèmes bancaires par des gouvernements du monde entier, les sociétés Terasen Gas ont restreint davantage le nombre de leurs contreparties financières et ont réduit le crédit consenti aux contreparties de leurs ventes réelles hors réseau, ou ont demandé des sûretés supplémentaires à ces contreparties. A ce jour, aucune contrepartie des sociétés Terasen Gas ne s'est retrouvée en situation de défaut à leur égard, et les sociétés Terasen Gas ne s'attendent pas à ce qu'une contrepartie manque à ses obligations.

Sources de financement : La récente volatilité des marchés financiers mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses filiales et par une modification de la fréquence des émissions. La volatilité des marchés financiers pourrait aussi avoir une incidence sur les obligations de financement futures de la Société et de ses filiales ou sur la charge de retraite liée à leurs régimes de retraite à prestations déterminées.

Environnement : En 2008, le gouvernement de la Colombie-Britannique a apporté des modifications aux politiques énergétiques de la province, y compris des réductions cibles des émissions de gaz à effet de serre et une taxe à la consommation sur les combustibles à base de carbone qui ont une incidence sur le caractère concurrentiel du gaz naturel par rapport aux sources d'énergie autres qu'à base de carbone.

Intégration de Terasen : La direction juge que l'intégration de Terasen au sein du Groupe Fortis est essentiellement achevée et, par conséquent, que le risque lié à cette intégration a été réduit.

Relations de travail : En juillet 2008, Belize Electricity et le syndicat des travailleurs de Belize Energy, au moyen d'un processus de conciliation, ont conclu une nouvelle convention collective prévoyant des augmentations de salaire rétroactives de 2,5 %, avec prise d'effet les 1er juin 2006 et 2007, en plus d'augmentations de salaire de 2 % et de 1 %, avec prise d'effet respectivement les 1er juin 2008 et 2009. La conclusion d'une nouvelle convention collective a mis fin à un processus de négociation et, ultérieurement, de conciliation, ayant commencé en 2006. La prochaine révision de la convention collective aura lieu en 2011.

Deux conventions collectives régissent les relations de Newfoundland Power avec ses employés syndiqués représentés par la Fraternité internationale des ouvriers en électricité, section locale 1620. Les deux conventions collectives ont pris fin le 30 septembre 2008, et les négociations visant leur renouvellement ont commencé en octobre 2008.


MODIFICATION DE NORMES COMPTABLES

Stocks : En date du 1er janvier 2008, la Société a adopté le nouveau chapitre 3031 du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("Manuel de l'ICCA"), intitulé "Stocks". La nouvelle norme exige que les stocks soient évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moindre des deux montants, interdit l'utilisation de la méthode du dernier entré, premier sorti pour l'établissement du coût et exige, lorsque des circonstances ayant auparavant entraîné la dépréciation des stocks en deçà du coût ou de la valeur de réalisation nette n'existent plus, que la charge de dépréciation soit reprise. En date du 31 décembre 2007, des stocks de 26 millions $ inscrits au bilan ont été reclassés à titre d'immobilisations de services publics, puisqu'ils étaient détenus aux fins de la mise en valeur, de la construction, de l'entretien et de la réparation d'autres immobilisations de services publics. Cette nouvelle norme n'a pas eu d'incidence importante sur le bénéfice, les flux de trésorerie ou la situation financière de la Société.

Informations à fournir concernant le capital : En date du 1er janvier 2008, la Société a adopté le nouveau chapitre 1535 du Manuel de l'ICCA, intitulé "Informations à fournir concernant le capital". La nouvelle norme exige que des informations supplémentaires sur le capital de la Société et sur la façon dont il est géré soient fournies dans les notes afférentes aux états financiers consolidés. Les informations supplémentaires comprennent des données quantitatives et qualitatives sur les objectifs, les politiques et les processus de gestion du capital de la Société. Cette nouvelle norme n'aura pas une incidence importante sur le bénéfice, les flux de trésorerie ou la situation financière de la Société. Les informations supplémentaires requises figurent à la note 16 afférente aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.

Instruments financiers - présentation et informations à fournir : En date du 1er janvier 2008, la Société a adopté de nouvelles recommandations comptables relatives à la présentation des instruments financiers et aux informations à fournir. Ces recommandations font l'objet des chapitres 3862 et 3863 du Manuel de l'ICCA. Conformément aux nouvelles recommandations, la Société est tenue de fournir des informations tant qualitatives que quantitatives qui permettent aux utilisateurs des états financiers d'évaluer la nature et l'étendue des risques liés aux instruments financiers auxquels la Société est exposée. Ces nouvelles normes n'auront pas une incidence importante sur le bénéfice, les flux de trésorerie ou la situation financière de la Société. Les informations supplémentaires requises figurent aux notes 17 et 18 afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.


PRISES DE POSITION COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS") : En février 2008, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a confirmé que le passage aux IFRS pour les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada prendra effet à compter de 2011. En avril 2008, le CNC a publié un exposé-sondage omnibus sur les IFRS proposant que les sociétés ayant une obligation de rendre des comptes soient tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification dès le 1er janvier 2011. La date de transition proposée du 1er janvier 2011 exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et de son bilan d'ouverture au 1er janvier 2010. Le CNC propose dans son exposé-sondage qu'une entité qui n'a pas appliqué une source première de PCGR publiée mais non encore entrée en vigueur ne soit pas tenue de fournir les informations exigées par le paragraphe 1506.30 du chapitre "Modifications comptables" du Manuel de l'ICCA. Fortis continue d'évaluer l'incidence, sur la présentation financière, de l'adoption des IFRS et, à l'heure actuelle, l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne peut être raisonnablement établie ou estimée. De plus, Fortis prévoit une hausse importante des renseignements présentés en raison de l'adoption des IFRS et continue d'évaluer la quantité de renseignements exigés et les modifications qui devront être apportées aux systèmes de collecte et de traitement de l'information.

Fortis a entamé son projet de conversion aux IFRS en 2007 et a mis en place une structure formelle de gouvernance du projet. Des rapports réguliers seront présentés au comité de vérification du conseil d'administration de Fortis et des filiales, le cas échéant. Les services d'un conseiller expert externe ont été retenus dans le cadre du projet de conversion aux IFRS.

Le projet de conversion aux IFRS de Fortis comporte trois phases : portée et diagnostic, analyse et développement, et mise en oeuvre et examen. La première phase a été complétée et comportait la planification du projet et la dotation en personnel, ainsi que l'établissement des différences entre les PCGR du Canada actuels et les IFRS. A l'heure actuelle, les secteurs identifiés comportant des différences comptables qui pourraient avoir le plus d'incidence sur Fortis sont les activités à tarifs réglementés, les immobilisations corporelles, les immeubles de placement, les actifs incorporels, les provisions et les passifs éventuels, les avantages sociaux, la dépréciation d'actifs, les impôts sur les bénéfices et les regroupements d'entreprises, ainsi que l'adoption initiale des IFRS selon les dispositions de l'IFRS 1, "First-Time Adoption of IFRS".

La phase deux, actuellement en cours, comprend la finalisation de diagnostics détaillés et l'évaluation de l'incidence financière de diverses options et méthodes de remplacement prévues par les IFRS, l'identification et la conception des processus d'affaires opérationnels et financiers, et le développement des solutions nécessaires à chacune des questions soulevées.

Il est prévu que l'adoption des IFRS aura une incidence sur les besoins actuels et futurs relativement aux systèmes. L'importance de cette incidence ne peut être raisonnablement établie à cette étape du projet.

Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, plusieurs organismes de réglementation ayant autorité sur les services publics réglementés de la Société ont entamé leurs propres projets liés aux IFRS pour établir la nature de tout changement qui devrait être apporté aux exigences comptables réglementaires en raison des IFRS. Les entreprises de services publics réglementés de la Société travailleront de concert avec leurs organismes de réglementation respectifs pour cerner les questions de transition et suggérer la façon dont ces questions pourraient être traitées.

Fortis poursuivra l'examen de la totalité des projets proposés et en cours de l'International Accounting Standards Board, suivra de près les mesures de l'International Financial Reporting Interpretations Committee pouvant avoir une incidence sur la comptabilisation des activités à tarifs réglementés selon les IFRS, et participera à tout processus connexe, comme il convient.

Activités à tarifs réglementés : En mars 2007, le CNC a publié un exposé-sondage traitant des activités à tarifs réglementés dans lequel il proposait : i) la suppression de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", du Manuel de l'ICCA qui dispense les entités assujetties à une réglementation tarifaire de l'exigence d'avoir à appliquer le chapitre pour la constatation et l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; ii) le retrait des recommandations visant les activités à tarifs réglementés dans le chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", dans le chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", dans le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et dans le chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités"; et iii) la conservation telle quelle de la Note d'orientation concernant la comptabilité 19 ("NOC-19"), Entités assujetties à la réglementation des tarifs - informations à fournir.

En août 2007, le CNC a publié un Résumé des décisions sur l'exposé-sondage à l'appui de l'élimination de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100 du Manuel de l'ICCA, "Principes comptables généralement reconnus", et de la modification du chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", afin d'exiger la constatation des passifs et des actifs d'impôts futurs, de même que la compensation des actifs et des passifs réglementaires par les entités assujetties à la réglementation des tarifs. Ces modifications seront applicables prospectivement pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2009. Le CNC a également décidé de maintenir les directives actuelles pour les activités à tarifs réglementés traitant des immobilisations corporelles, de la sortie d'actifs à long terme et de l'abandon d'activités, et des états financiers consolidés, et de conserver dans le Manuel de l'ICCA la NOC-19 existante, mais de la mettre à jour pour tenir compte des autres changements. Le CNC a également décidé que, dans la version définitive du document Historique et fondement des conclusions de son projet sur les activités à tarifs réglementés, il ne serait pas fait état des points de vue du CNC concernant le statut du Statement of Financial Accounting Standards No. 71, "Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation", des Etats-Unis en tant qu' " autre source de PCGR " dans la hiérarchie des PCGR du Canada.

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", qui sera en vigueur le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes liés au montant des impôts futurs qui sera pris en compte dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité et remboursé aux clients ou recouvré auprès de ceux-ci. Actuellement, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société, si elle avait adopté le chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", au 30 septembre 2008, se serait traduite par une augmentation des actifs et des passifs d'impôts futurs respectivement de 28 millions $ et 473 millions $, et par une augmentation connexe des passifs et des actifs réglementaires respectivement de 28 millions $ et 473 millions $. Ces montants comprennent l'incidence sur les impôts futurs du règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle, et de la présentation distincte des actifs et passifs d'impôts futurs qui ne sont pas constatés actuellement. Fortis continue d'évaluer et de surveiller toute incidence additionnelle sur la présentation de l'information financière de la comptabilisation propre aux activités à tarifs réglementés.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels : Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société adoptera le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'informations applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels. Les dispositions relatives à la définition et à la comptabilisation initiale des actifs incorporels, y compris les actifs incorporels générés à l'interne, sont équivalentes aux dispositions correspondantes de la Norme comptable internationale 38, "Actifs incorporels". La Société continue d'évaluer l'incidence de l'adoption de cette convention sur la présentation de l'information financière.


ESTIMATIONS COMPTABLES CRITIQUES

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des jugements qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers consolidés, et sur les montants constatés des produits et des charges des périodes présentées. Les estimations et les jugements reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances. En outre, certaines estimations et certains jugements sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que ces montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis par l'effet de décisions réglementaires ou d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations et jugements sont révisés de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés dans les résultats au cours de la période où ils sont connus.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société au cours de la période de neuf mois terminée en 2008, en regard de celles présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007.

Eventualités : Fortis est partie à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. La direction est d'avis que le montant des responsabilités, le cas échéant, à l'égard de ces poursuites n'aurait pas d'incidence importante sur la situation financière ou les résultats d'exploitation de la Société. Il n'y a pas eu de changements importants touchant les passifs éventuels de la Société au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 par rapport à ceux présentés dans le rapport de gestion pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007, à l'exception de ce qui suit.

Aux termes d'un accord de règlement intervenu entre FortisAlberta et Sa Majesté la Reine du chef de l'Alberta (la "Couronne"), un désistement d'action a été déposé le 10 septembre 2008 auprès de la Cour du banc de la Reine de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton, relativement à une déclaration datée du 24 mars 2006 selon laquelle la Couronne alléguait que FortisAlberta était responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la province d'Alberta connue sous le nom de "Poll Haven Community Pasture". Le montant payé en règlement était couvert par un contrat d'assurance entre FortisAlberta et son assureur.


RESULTATS TRIMESTRIELS

Le tableau suivant présente les informations trimestrielles non vérifiées pour chacun des huit trimestres de la période du 31 décembre 2006 au 30 septembre 2008. Cette information est tirée des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés de la Société qui, selon l'avis de la direction, ont été dressés selon les PCGR du Canada et conformément aux exigences des autorités de réglementation des services publics. Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non réglementées utilisant les PCGR du Canada. Ces différences et la nature de la réglementation sont présentées aux notes 2 et 4 afférentes aux états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour l'exercice 2007. Ces résultats d'exploitation trimestriels ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats de toute période future, et on ne devrait pas s'y fier pour prédire des rendements futurs.



Fortis Inc.
Sommaire des résultats trimestriels (non vérifié)


Produits
d'exploitation et Bénéfice net
quote-part du attribuable aux
bénéfice d'un actions Résultat par
Trimestre placement ordinaires action ordinaire
terminé le (en millions $) (en millions $) De base ($) Dilué ($)
---------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2008 727 49 0,31 0,31
---------------------------------------------------------------------------
30 juin 2008 848 29 0,19 0,18
---------------------------------------------------------------------------
31 mars 2008 1 146 91 0,58 0,55
---------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2007 1 018 79 0,51 0,49
---------------------------------------------------------------------------
30 septembre 2007 651 31 0,20 0,20
---------------------------------------------------------------------------
30 juin 2007 566 41 0,31 0,27
---------------------------------------------------------------------------
31 mars 2007 483 42 0,38 0,35
---------------------------------------------------------------------------
31 décembre 2006 393 34 0,33 0,32
---------------------------------------------------------------------------


Un résumé des huit derniers trimestres reflète la croissance interne continue de la Société, sa croissance découlant des entreprises acquises et le caractère saisonnier des activités. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier. A compter du 17 mai 2007, l'acquisition de Terasen a eu une incidence sur les résultats financiers. Les sociétés Terasen Gas génèrent la quasi-totalité de leur bénéfice annuel au cours du premier et du quatrième trimestres. Les résultats du deuxième trimestre, terminé le 30 juin 2008, ont reflété l'incidence défavorable sur Fortis d'une charge de 13 millions $ comptabilisée par Belize Electricity par suite de la décision tarifaire réglementaire rendue en juin 2008. En raison d'une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée à Newfoundland Power, le bénéfice de Newfoundland Power en 2008 sera moins élevé aux premier et quatrième trimestres, et plus élevé aux deuxième et troisième trimestres par rapport aux mêmes périodes de 2007. Le bénéfice annuel de Newfoundland Power ne sera pas touché par la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée. Les résultats financiers à compter du 1er août 2007 tiennent compte de l'incidence de l'acquisition du Delta Regina en Saskatchewan et, à compter du 1er novembre 2006, ils reflètent l'acquisition de quatre hôtels dans l'ouest du Canada. Les résultats financiers à compter du 1er janvier 2007 reflètent la consolidation d'une participation d'environ 54 % conférant le contrôle dans Caribbean Utilities. La participation précédente d'environ 37 % de la Société dans Caribbean Utilities était comptabilisée à la valeur de consolidation.

30 septembre 2008 / 30 septembre 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 49 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2008, par rapport à un bénéfice de 31 millions $, ou 0,20 $ l'action ordinaire, pour le troisième trimestre de 2007. Les résultats du troisième trimestre de 2008 comprennent une réduction d'impôts d'environ 7,5 millions $ liée au règlement de questions fiscales de Terasen s'appliquant à des périodes antérieures. En excluant la réduction d'impôts de Terasen, le bénéfice du troisième trimestre de 2008 s'est établi à 41,5 millions $, ou 0,26 $ l'action ordinaire. En excluant cet élément, la croissance du bénéfice comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent est attribuable surtout à la hausse du bénéfice de Newfoundland Power associée à la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, de même qu'à l'augmentation de la production hydroélectrique non réglementée, à la hausse des bénéfices de FortisBC, amenée principalement par la baisse des coûts de l'approvisionnement énergétique, et au bénéfice accru de FortisAlberta, redevable surtout aux recouvrements d'impôts des sociétés plus élevés. L'augmentation a été en partie contrebalancée par un bénéfice moindre des services publics réglementés dans les Caraïbes, dû à une réduction de 3,25 % des tarifs de base de l'électricité à Caribbean Utilities, à un RAB autorisé moins élevé à Belize Electricity et à la perte de revenus à Fortis Turks and Caicos en raison de l'incidence de l'ouragan Ike.

30 juin 2008 / 30 juin 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 29 millions $, ou 0,19 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2008, par rapport à un bénéfice de 41 millions $, ou 0,31 $ l'action ordinaire, pour le deuxième trimestre de 2007. Les résultats du deuxième trimestre de 2008 comprenaient une charge de 13 millions $, ou 0,08 $ l'action ordinaire, représentant la quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts du combustible et de l'électricité achetée antérieurement engagés par Belize Electricity qui ont été refusés aux fins tarifaires, ainsi qu'une charge non récurrente de 2 millions $ à FortisOntario liée au remboursement de montants relatifs à une convention d'interconnexion reçus au quatrième trimestre de 2007. En excluant les éléments non récurrents susmentionnés, le bénéfice du deuxième trimestre s'est établi à 44 millions $, comparativement à 41 millions $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice a profité de l'incidence favorable de la contribution au bénéfice des sociétés Terasen Gas pour un trimestre complet, d'un bénéfice plus élevé à Newfoundland Power associé à une variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée, à l'augmentation de la production hydroélectrique non réglementée et au rendement accru de Fortis Properties. Ces éléments ont été en partie contrebalancés par un bénéfice en recul à FortisAlberta dû à des impôts sur les bénéfices des sociétés plus importants, et par les frais financiers plus élevés du siège social liés à l'acquisition de Terasen.

31 mars 2008 / 31 mars 2007 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 91 millions $, ou 0,58 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2008, une augmentation de 49 millions $ par rapport à un bénéfice de 42 millions $, ou 0,38 $ l'action ordinaire, pour le premier trimestre de 2007. La croissance du bénéfice découle principalement de la contribution des sociétés Terasen Gas, acquises le 17 mai 2007, et reflète aussi l'amélioration du rendement des services publics aux Caraïbes. La croissance a été en partie contrebalancée par des frais financiers du siège social plus élevés liés à l'acquisition de Terasen et par un bénéfice moins important à Newfoundland Power, attribuable à la variation de la répartition trimestrielle de la charge annuelle d'électricité achetée. L'apport de Caribbean Utilities au bénéfice au premier trimestre de 2007 a été réduit de 2 millions $ en raison d'une charge liée à la cession de turbines à vapeur.

31 décembre 2007 / 31 décembre 2006 - Le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires a été de 79 millions $, ou 0,51 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2007, comparativement au bénéfice de 34 millions $, ou 0,33 $ l'action ordinaire, pour le quatrième trimestre de 2006. La croissance du bénéfice découle de l'apport des sociétés Terasen Gas, y compris un gain après impôts de 7 millions $ sur la vente de terrains excédentaires, en partie contrebalancé par la hausse des coûts du siège social entraînée par les frais financiers liés à l'acquisition de Terasen. Les résultats du quatrième trimestre de 2007 comprenaient aussi un gain non récurrent à FortisOntario lié à un remboursement encaissé relativement à une convention d'interconnexion.


PERSPECTIVES

Les services réglementés de distribution de gaz et d'électricité, qui constituent les principales activités de la Société, se caractérisent par de grands besoins de capitaux. Au cours des cinq prochains exercices, le programme de dépenses en immobilisations consolidé de la Société devrait excéder 4,5 milliards $, dont une tranche d'environ 3,5 milliards $ devrait émaner de FortisAlberta, de FortisBC et des activités de services publics d'électricité réglementés dans les Caraïbes. Les dépenses en immobilisations brutes au titre des services publics de gaz devraient excéder 1 milliard $. Le programme de dépenses en immobilisations de la Société devrait se traduire par une croissance du bénéfice.

Maintenant que l'intégration de Terasen est pratiquement achevée au sein du groupe de sociétés Fortis, Fortis est en bonne position pour réaliser des acquisitions à des fins de croissance rentable, en mettant l'accent sur les occasions d'acquérir des activités réglementées de services publics de gaz et d'électricité au Canada, aux Etats-Unis et dans les Caraïbes. Fortis recherche aussi des occasions de croissance dans les activités non réglementées pour soutenir la stratégie de croissance de ses services publics réglementés.


DONNEES SUR LES ACTIONS EN CIRCULATION

Au 30 octobre 2008, la Société avait 157,3 millions d'actions ordinaires, 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang de série C, 8,0 millions d'actions privilégiées de premier rang de série E, 5,0 millions d'actions privilégiées de premier rang de série F et 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang de série G émises et en circulation.

En octobre 2008, Standard & Poor's a retiré Fortis de ses indices S&P/TSX Completion et Equity Completion, et elle l'a incluse dans les indices S&P/TSX 60, 60 Capped et Equity 60.

Le nombre d'actions ordinaires de Fortis qui seraient émises si la totalité des options sur actions, des titres de créance convertibles et des actions privilégiées de premier rang de série C et de série E étaient convertis au 30 octobre 2008 est le suivant :



Fortis Inc.
Conversion de titres en actions ordinaires
Au 30 octobre 2008 (non vérifié)

-------------------------------------------------------------------------
Titres Nombre d'actions ordinaires (en millions)
-------------------------------------------------------------------------
Options sur actions 4,2
-------------------------------------------------------------------------
Titres de créance convertibles 1,4
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang de série C 5,0
-------------------------------------------------------------------------
Actions privilégiées de premier rang de série E 7,9
-------------------------------------------------------------------------
Total 18,5
-------------------------------------------------------------------------


Des renseignements additionnels, y compris la notice annuelle, la circulaire d'information de la direction et le rapport annuel de Fortis pour 2007, sont disponibles sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com et sur le site Web de la Société à l'adresse www.fortisinc.com.



FORTIS INC.
Etats financiers consolidés intermédiaires
Pour les trois mois et neuf mois terminés les 30 septembre 2008 et 2007
(non vérifié)

Fortis Inc.
Bilans consolidés (non vérifié)
Aux
(en millions de dollars canadiens)

30 31
septembre décembre
2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
ACTIF

Actif à court terme
Trésorerie et équivalents de trésorerie 68 $ 58 $
Débiteurs 458 635
Charges payées d'avance 26 19
Actifs réglementaires (note 6) 133 119
Stocks de gaz, matières et fournitures 308 207
------------------------------------------------------------------------
993 1 038

Charges reportées et autres actifs 215 179
Actifs réglementaires (note 6) 177 193
Impôts futurs 40 37
Immobilisations de services publics 7 124 6 748
Biens productifs 519 519
Actifs incorporels, déduction faite de
l'amortissement 10 15
Ecart d'acquisition 1 559 1 544
------------------------------------------------------------------------

10 637 $ 10 273 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

PASSIF ET CAPITAUX PROPRES

Passif à court terme
Emprunts à court terme (note 18) 440 $ 475 $
Créditeurs et charges à payer 705 793
Dividendes à verser 42 43
Impôts à payer 49 30
Passifs réglementaires (note 6) 18 20
Versements pour la période au titre de la dette à
long terme et des obligations liées aux contrats
de location-acquisition (note 7) 377 436
Impôts futurs 14 7
------------------------------------------------------------------------
1 645 1 804

Crédits reportés 275 261
Passifs réglementaires (note 6) 389 372
Impôts futurs 60 55
Dette à long terme et obligations liées aux contrats
de location-acquisition (note 7) 4 780 4 623
Part des actionnaires sans contrôle 130 115
Actions privilégiées 320 320
------------------------------------------------------------------------
7 599 7 550
------------------------------------------------------------------------

Capitaux propres
Actions ordinaires (note 8) 2 153 2 126
Actions privilégiées (note 9) 347 122
Surplus d'apport 8 6
Composante capitaux propres des débentures
convertibles 5 6
Cumul des autres éléments du résultat étendu (note 11) (77) (88)
Bénéfices non répartis 602 551
------------------------------------------------------------------------
3 038 2 723
------------------------------------------------------------------------

10 637 $ 10 273 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Passifs éventuels et engagements (note 19)
Voir les notes afférentes aux états financiers
consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des résultats consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens,
sauf les montants par action)

Trois mois Neuf mois
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Produits d'exploitation 727 $ 651 $ 2 721 $ 1 700 $
------------------------------------------------------------------------

Charges
Coûts de l'approvisionnement
énergétique 320 272 1 427 729
Charges d'exploitation 174 172 535 426
Amortissement 86 75 255 194
------------------------------------------------------------------------
580 519 2 217 1 349
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation 147 132 504 351

Frais financiers (note 13) 89 91 270 206
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices des sociétés et part des
actionnaires sans contrôle 58 41 234 145

Impôts sur les bénéfices des sociétés
(note 14) - 2 48 15
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net avant part des
actionnaires sans contrôle 58 39 186 130

Part des actionnaires sans contrôle 4 6 8 11
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 54 33 178 119

Dividendes sur actions privilégiées 5 2 9 5
------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 49 $ 31 $ 169 $ 114 $
------------------------------------------------------------------------

Résultat par action ordinaire (note 8)
De base 0,31 $ 0,20 $ 1,08 $ 0,86 $
Dilué 0,31 $ 0,20 $ 1,06 $ 0,79 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des bénéfices non répartis consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Solde au début de la période 592 $ 513 $ 551 $ 486 $

Bénéfice net attribuable aux actions
ordinaires 49 31 169 114
------------------------------------------------------------------------
641 544 720 600

Dividendes sur actions ordinaires (39) (33) (118) (89)
------------------------------------------------------------------------
Solde à la fin de la période 602 $ 511 $ 602 $ 511 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats du résultat étendu consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Bénéfice net 54 $ 33 $ 178 $ 119 $
------------------------------------------------------------------------

Gains (pertes) de change latent(e)s sur
investissements nets dans
des établissements étrangers autonomes 22 (29) 35 (70)
(Pertes) gains sur couvertures
d'investissements nets dans
des établissements étrangers autonomes (17) 26 (28) 47
Recouvrement (charge) d'impôts sur les
bénéfices des sociétés 2 (4) 4 (8)
------------------------------------------------------------------------
Variation des gains (pertes) de change
latent(e)s, déduction faite des activités
de couverture et des impôts (note 11) 7 (7) 11 (31)
------------------------------------------------------------------------

Résultat étendu 61 $ 26 $ 189 $ 88 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.



Fortis Inc.
Etats des flux de trésorerie consolidés (non vérifié)
Périodes terminées les 30 septembre
(en millions de dollars canadiens)

Trois mois Neuf mois
2008 2007 2008 2007
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

Activités d'exploitation
Bénéfice net 54 $ 33 $ 178 $ 119 $
Eléments sans effet sur la trésorerie
Amortissement - immobilisations de
services publics et biens productifs 85 73 248 187
Amortissement - actifs incorporels
et autres 1 2 7 7
Impôts futurs 2 2 17 2
Part des actionnaires sans contrôle 4 6 8 11
Dépréciation des coûts reportés du
combustible - Belize Electricity
(note 6) - - 18 -
Divers (2) 8 (6) 11
Variation des actifs et des passifs
réglementaires à long terme (13) 22 (3) 14
------------------------------------------------------------------------
131 146 467 351
Variation du fonds de roulement lié à
l'exploitation hors trésorerie (114) (87) (18) (130)
------------------------------------------------------------------------
17 59 449 221
------------------------------------------------------------------------
Activités d'investissement
Variation des charges reportées, des
autres actifs et des crédits reportés (15) (2) (32) (5)
Dépenses en immobilisations de services
publics (231) (212) (612) (539)
Apports sous forme d'aide à la
construction 28 16 60 55
Dépenses en immobilisations de biens
productifs (3) (4) (11) (10)
Produit tiré de la vente
d'immobilisations 2 - 18 3
Acquisition d'entreprises - (50) - (1 303)
------------------------------------------------------------------------
(219) (252) (577) (1 799)
------------------------------------------------------------------------
Activités de financement
Variation des emprunts à court terme 160 99 (36) 29
Produit tiré de la dette à long terme,
déduction faite des frais d'émission - 390 659 533
Remboursement de la dette à long terme
et des obligations liées aux
contrats de location-acquisition (15) (15) (220) (48)
Prélèvements (remboursements), montant
net, des facilités de crédit consenties 103 (261) (374) (79)
Avances d'actionnaires (à des
actionnaires) sans contrôle 4 (1) 4 (3)
Emission d'actions ordinaires 5 8 16 1 262
Emission d'actions privilégiées - - 223 -
Dividendes
Actions ordinaires (39) (33) (118) (89)
Actions privilégiées (5) (2) (9) (5)
Dividendes de filiales versés aux
actionnaires sans contrôle (2) (3) (7) (9)
------------------------------------------------------------------------
211 182 138 1 591
------------------------------------------------------------------------
Incidence de la variation des taux de
change sur la trésorerie
et les équivalents de trésorerie - (1) - (3)
------------------------------------------------------------------------
Variation de la trésorerie et des
équivalents de trésorerie 9 (12) 10 10

Trésorerie et équivalents de trésorerie
au début de la période 59 63 58 41
------------------------------------------------------------------------
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période 68 $ 51 $ 68 $ 51 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Voir les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires.

FORTIS INC.
NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES INTERMEDIAIRES
Pour les trois mois et neuf mois terminés les 30 septembre 2008 et 2007
(à moins d'indication contraire)
(non vérifié)


1. DESCRIPTION DES ACTIVITES

Nature des activités

Fortis Inc. ("Fortis" ou la "Société") constitue essentiellement une société de portefeuille internationale d'entreprises de services publics de distribution. Fortis répartit ses activités de services publics selon des secteurs correspondant à des zones de concession et, lorsque la réglementation l'exige, selon la nature de ses actifs. Fortis investit également dans la production non réglementée d'une part, et dans des immeubles commerciaux et des hôtels d'autre part, deux secteurs d'activité étant traités distinctement. La répartition des activités entre ces différents secteurs d'activité de la Société permet à la haute direction d'estimer le rendement de chaque secteur et d'évaluer sa contribution aux objectifs à long terme de la Société. Chaque secteur d'activité fonctionne de manière autonome et est responsable de ses profits et de ses pertes, ainsi que de l'affectation de ses propres ressources.

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES

Le résumé qui suit présente la participation, par service public, de la Société dans les entreprises de services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité au Canada et dans les Caraïbes :

Services publics réglementés de gaz au Canada

Les sociétés Terasen Gas : Formées de Terasen Gas Inc. ("TGI"), Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. ("TGVI") et de Terasen Gas (Whistler) Inc. ("TGWI"), que Fortis a acquises dans le cadre de l'acquisition de Terasen Inc. ("Terasen") le 17 mai 2007.

TGI est la plus importante société de distribution de gaz naturel en Colombie-Britannique et sert environ 828 200 clients des secteurs résidentiel, commercial et industriel dans un rayon de service qui s'étend de Vancouver à la vallée du Fraser et à l'intérieur de la Colombie-Britannique.

TGVI est propriétaire et exploitante du pipeline de transport de gaz naturel depuis la région du grand Vancouver à travers le détroit de Georgia jusqu'à l'île de Vancouver et du réseau de distribution sur l'île de Vancouver et le long de la Sunshine Coast (Colombie-Britannique), et sert environ 93 600 clients résidentiels, commerciaux et industriels.

En plus de fournir des services de transport et de distribution à leur clientèle, TGI et TGVI obtiennent aussi du gaz naturel pour le bénéfice d'une clientèle surtout résidentielle et commerciale. L'approvisionnement en gaz naturel provient surtout de la région nord-est de la Colombie-Britannique et, au moyen du pipeline Southern Crossing de TGI, de l'Alberta.

TGWI est propriétaire et exploitante du réseau de distribution de gaz propane dans la région de Whistler en Colombie-Britannique, et assure le service à environ 2 400 clients résidentiels et commerciaux.

Services publics réglementés d'électricité au Canada

a. FortisAlberta : FortisAlberta possède et exploite le réseau de distribution d'électricité dans une part importante du sud et du centre de l'Alberta, servant environ 456 800 clients.

b. FortisBC : Comprend FortisBC Inc., société de services publics intégrée en exploitation dans l'intérieur méridional de la Colombie-Britannique, servant environ 155 000 clients. FortisBC Inc. possède quatre centrales hydroélectriques, lesquelles ont une capacité combinée de 223 mégawatts ("MW"). La part attribuable à FortisBC du secteur d'exploitation des services publics réglementés d'électricité au Canada englobe également les services d'exploitation, d'entretien et de gestion de la centrale hydroélectrique de 450 MW Waneta, propriété de Teck Cominco Metals Ltd., de la centrale hydroélectrique de 149 MW Brilliant, propriété conjointe de Columbia Power Corporation et de Columbia Basin Trust ("CPC/CBT"), de la centrale hydroélectrique de 185 MW Arrow Lakes, propriété de CPC/CBT, et du réseau de distribution électrique dont la Ville de Kelowna est propriétaire.

c. Newfoundland Power : Newfoundland Power est le principal distributeur d'électricité à Terre-Neuve, servant plus de 234 000 clients. Newfoundland Power possède une capacité de production installée d'environ 139 MW, dont 96 MW d'origine hydroélectrique.

d. Autres services publics au Canada : Comprennent Maritime Electric et FortisOntario. Maritime Electric est la principale société de distribution d'électricité de l'Ile-du-Prince-Edouard, servant environ 73 000 clients. Maritime Electric possède aussi dans l'île des centrales d'une capacité combinée de 150 MW. FortisOntario fournit un service public d'électricité intégré à environ 52 000 clients de Fort Erie, de Cornwall, de Gananoque et de Port Colborne, en Ontario. FortisOntario exploite principalement la Compagnie canadienne d'énergie Niagara Inc. ("Compagnie canadienne d'énergie Niagara") et la Cornwall Street Railway, Light and Power Company, Limited ("Cornwall Electric"). Les comptes de la Compagnie canadienne d'énergie Niagara comprennent les activités de distribution d'électricité de Port Colborne Hydro Inc., qui ont été louées de la Ville de Port Colborne en vertu d'un bail de dix ans échéant en avril 2012.

Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes

a. Belize Electricity : Belize Electricity est la principale société de distribution d'électricité au Belize, en Amérique centrale, servant environ 73 900 clients. La société possède une puissance installée de 36 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 70 % dans Belize Electricity.

b. Caribbean Utilities : Caribbean Utilities est l'unique fournisseur d'électricité sur l'île Grand Caïman, aux îles Caïmans, servant plus de 24 000 clients. La société possède une capacité de production installée d'environ 137 MW. Fortis détient une participation conférant le contrôle d'environ 57 % dans Caribbean Utilities. Caribbean Utilities est une société ouverte cotée à la Bourse de Toronto (TSX:CUP.U). L'exercice de Caribbean Utilities se terminait le 30 avril; par conséquent, jusqu'au troisième trimestre de 2008 inclusivement, les états financiers de Caribbean Utilities étaient consolidés dans les états financiers de Fortis avec un décalage de deux mois. Caribbean Utilities a changé sa date de fin d'exercice pour l'établir au 31 décembre, de telle sorte que la Société consolidera au quatrième trimestre de 2008 des résultats financiers pour cinq mois de Caribbean Utilities. Par la suite, le décalage de deux mois dans la consolidation des résultats financiers de Caribbean Utilities sera par conséquent éliminé.

c. P.P.C. Limited et Atlantic Equipment & Power (Turks and Caicos) Ltd. (collectivement "Fortis Turks and Caicos") : Fortis Turks and Caicos est la principale société de distribution d'électricité des îles Turks et Caicos, servant plus de 9 000 clients. La société possède une capacité de production combinée alimentée au diesel de 48 MW.

Activités non réglementées - Fortis Generation

a. Belize : Ces activités sont constituées des centrales de production hydroélectriques Mollejon, d'une puissance de 25 MW, et Chalillo, d'une puissance de 7 MW, situées au Belize. La totalité de la production de leurs installations est vendue à Belize Electricity en vertu d'une entente d'achat d'électricité de 50 ans échéant en 2055.

b. Ontario : Les activités non réglementées en Ontario comprennent un droit d'usage de l'eau d'une puissance de 75 MW en vertu du Niagara Exchange Agreement, qui vient à échéance le 30 avril 2009, une centrale de cogénération alimentée au gaz naturel de 5 MW à Cornwall et six petites centrales hydroélectriques situées dans l'est de l'Ontario possédant une capacité combinée de 8 MW.

c. Région centrale de Terre-Neuve : Par l'intermédiaire de la société en nom collectif Exploits River Hydro ("société Exploits"), partenariat créé par la Société, par l'entremise de sa filiale en propriété exclusive Fortis Properties, et Compagnie Abitibi-Consolidated du Canada ("Abitibi-Consolidated"), deux centrales hydroélectriques d'Abitibi-Consolidated situées dans la région centrale de Terre-Neuve ont été équipées d'une puissance additionnelle de 36 MW. Fortis Properties détient une participation directe de 51 % dans la société Exploits, et Abitibi-Consolidated détient la participation résiduelle de 49 %. La société Exploits vend sa production à Newfoundland and Labrador Hydro Corporation en vertu d'un contrat d'achat d'électricité de 30 ans venant à échéance en 2033.

d. Colombie-Britannique : Les installations se composent de la centrale hydroélectrique au fil de l'eau Walden, d'une puissance de 16 MW, située près de Lillooet, en Colombie-Britannique. Cette centrale vend la totalité de sa production à BC Hydro en vertu d'un contrat à long terme échéant en 2013.

e. Nord de l'Etat de New York : Les installations se composent de quatre centrales hydroélectriques d'une puissance combinée d'environ 23 MW, situées dans le nord de l'Etat de New York, exploitées sous licences de la US Federal Energy Regulatory Commission.

Activités non réglementées - Fortis Properties

Fortis Properties possède et exploite 19 hôtels, comptant plus de 3 500 chambres, dans huit provinces canadiennes, et environ 2,8 millions de pieds carrés d'immeubles commerciaux principalement dans le Canada atlantique.

Siège social et autres

Le secteur Siège social et autres permet de saisir les éléments de charges et de produits qui ne sont pas précisément liés à un secteur isolable. Ce secteur comprend des frais financiers, notamment les intérêts sur la dette engagée directement par Fortis et Terasen, et les dividendes sur les actions privilégiées classées comme passifs à long terme; les dividendes sur les actions privilégiées classées comme capitaux propres; d'autres dépenses du siège social, incluant les coûts d'exploitation relatifs à Fortis et à Terasen, déduction faite des recouvrements de filiales; les intérêts créditeurs et produits divers, ainsi que les impôts sur les bénéfices des sociétés.

Ce secteur inclut aussi les résultats financiers de la société en commandite CustomerWorks Limited Partnership ("CWLP"). CWLP est une entreprise de services partagés non réglementée dans laquelle Terasen détient une participation de 30 %. En partenariat avec Enbridge Inc., CWLP offre des services de personne-ressource au service à la clientèle, de lecture des compteurs, de facturation, de crédit, de soutien et de perception aux sociétés Terasen Gas et à plusieurs autres petites entreprises tierces. Les résultats financiers de CWLP sont comptabilisés selon la méthode de la consolidation proportionnelle. Bien qu'ils ne soient actuellement pas importants, les résultats de Terasen Energy Services Inc. ("TES") sont aussi présentés dans le secteur Siège social et autres. TES est une filiale en propriété exclusive non réglementée de Terasen. TES prévoit intensifier ses activités dans la conception, la construction, la détention et l'exploitation de systèmes d'échange d'énergie géothermique novateurs, de réseaux de conduites et de systèmes de transfert énergétique collectifs aux fins d'assurer des sources d'énergie renouvelable. TES conclut avec des développeurs des ententes visant à fournir des systèmes d'énergie thermique de rechange aux projets de développement résidentiel et commercial en Colombie-Britannique.

2. MODE DE PRESENTATION

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus du Canada ("PCGR du Canada") pour les états financiers intermédiaires et n'incluent pas toute l'information normalement présentée dans les états financiers consolidés annuels de la Société. Ces états financiers consolidés intermédiaires doivent être lus avec les états financiers consolidés annuels 2007 de la Société. Les résultats intermédiaires varient en raison de la nature saisonnière de la demande d'électricité et de gaz, et des débits d'eau, ainsi qu'en fonction de l'échéancier et de l'application des décisions des organismes de réglementation. En raison du caractère saisonnier des activités des sociétés Terasen Gas, presque tous les bénéfices annuels de ces sociétés sont générés au cours des premier et quatrième trimestres, puisque la majeure partie du gaz distribué est utilisé à des fins de chauffage. Compte tenu de la diversité des entreprises, le caractère saisonnier peut varier.

3. SOMMAIRE DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES

Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été dressés selon les PCGR du Canada, y compris les traitements comptables choisis qui diffèrent de ceux utilisés par des entités qui ne sont pas assujetties à une réglementation de leurs tarifs.

Le moment choisi pour la constatation de certains actifs, passifs, produits et charges peut, en raison des exigences de la réglementation, différer de celui auquel on s'attendrait de la part d'entités non assujetties à une réglementation des tarifs utilisant les PCGR du Canada. Les différences et la nature de la réglementation sont présentées aux notes 2 et 4 des états financiers consolidés annuels 2007 de la Société. Les présents états financiers consolidés intermédiaires ont été dressés selon les mêmes conventions comptables que celles utilisées pour la préparation des états financiers consolidés annuels 2007 de la Société, à l'exception de ce qui est décrit ci-après. A moins d'indication contraire, tous les montants sont exprimés en dollars canadiens.

Avec prise d'effet le 1er janvier 2008, la Société a adopté les nouvelles normes comptables suivantes publiées par l'Institut Canadien des Comptables Agréés ("ICCA").

Stocks

Conformément aux recommandations du chapitre 3031, "Stocks", les stocks doivent être évalués au coût, ou à la valeur de réalisation nette si cette dernière est moins élevée, l'utilisation de la méthode du dernier entré, premier sorti pour l'établissement du coût n'est pas autorisée et, lorsque les circonstances ayant auparavant entraîné la dépréciation des stocks en deçà du coût ou de la valeur de réalisation nette n'existent plus, la charge de dépréciation doit être reprise. En date du 31 décembre 2007, des stocks de 26 millions $ inscrits au bilan ont été reclassés à titre d'immobilisations de services publics, puisqu'ils étaient détenus aux fins de la mise en valeur, de la construction, de l'entretien et de la réparation d'autres immobilisations de services publics. Ces stocks seront amortis au moment de leur mise en service linéairement sur la durée de service estimative des immobilisations de services publics auxquelles ils sont ajoutés. Au cours des périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008, des stocks respectivement de 157 millions $ et 850 millions $ ont été passés en charges et présentés dans les coûts de l'approvisionnement énergétique à l'état des résultats consolidés intermédiaire (118 millions $ et 191 millions $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2007). Les stocks passés en charges et reportés dans les coûts de l'approvisionnement énergétique pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2007 ne reflétaient que 4 1/2 mois de ces charges pour les sociétés Terasen Gas, puisque ces activités ont été acquises le 17 mai 2007. Les stocks passés dans les charges d'exploitation se sont établis à 1 million $ et à 3 millions $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008 (1 million $ et 4 millions $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2007).

Informations à fournir concernant le capital

Conformément au chapitre 1535, "Informations à fournir concernant le capital", la Société doit fournir des informations supplémentaires sur son capital et sur la façon dont il est géré. Les informations supplémentaires comprennent des données quantitatives et qualitatives sur les objectifs, les politiques et les processus de gestion du capital de la Société. Les nouvelles informations figurent à la note 16.

Instruments financiers -- présentation et informations à fournir

Conformément aux chapitres 3862, "Instruments financiers - informations à fournir", et 3863, "Instruments financiers - présentation", la Société est tenue de fournir des informations tant qualitatives que quantitatives qui permettent aux utilisateurs des états financiers d'évaluer la nature et l'étendue des risques liés aux instruments financiers auxquels la Société est exposée. Les nouvelles informations figurent aux notes 17 et 18.

4. CONVENTIONS COMPTABLES FUTURES

Normes internationales d'information financière ("IFRS")

En février 2008, le Conseil des normes comptables du Canada ("CNC") a confirmé que le passage aux IFRS pour les sociétés ayant une obligation publique de rendre des comptes au Canada prendra effet à compter de 2011. En avril 2008, le CNC a publié un exposé-sondage omnibus sur les IFRS proposant que les sociétés ayant une obligation de rendre des comptes soient tenues d'appliquer les IFRS intégralement et sans modification dès le 1er janvier 2011. La date de transition proposée du 1er janvier 2011 exigera le retraitement, à des fins de comparaison, des montants présentés par la Société pour son exercice se terminant le 31 décembre 2010 et de son bilan d'ouverture au 1er janvier 2010.

Le CNC propose dans son exposé-sondage qu'une entité qui n'a pas appliqué une source première de PCGR publiée mais non encore entrée en vigueur ne soit pas tenue de fournir les informations exigées par le paragraphe 1506.30 du chapitre "Modifications comptables" du Manuel de l'ICCA. Fortis continue d'évaluer l'incidence, sur la présentation financière, de l'adoption des IFRS et, à l'heure actuelle, l'incidence sur la situation financière et les résultats d'exploitation futurs ne peut être raisonnablement établie ou estimée. De plus, Fortis prévoit une hausse importante des renseignements présentés en raison de l'adoption des IFRS et continue d'évaluer la quantité de renseignements exigés et les modifications qui devront être apportées aux systèmes de collecte et de traitement de l'information.

Activités à tarifs réglementés

En mars 2007, le CNC a publié un exposé-sondage traitant des activités à tarifs réglementés dans lequel il proposait : i) la suppression de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100, "Principes comptables généralement reconnus", du Manuel de l'ICCA, qui dispense les entités assujetties à une réglementation de leurs tarifs d'avoir à appliquer le chapitre à l'égard de la constatation et de l'évaluation des actifs et des passifs découlant de la réglementation des tarifs; ii) le retrait des recommandations visant les activités à tarifs réglementés dans le chapitre 1600, "Etats financiers consolidés", dans le chapitre 3061, "Immobilisations corporelles", dans le chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", et dans le chapitre 3475, "Sortie d'actifs à long terme et abandon d'activités"; et iii) le maintien telle quelle de la Note d'orientation concernant la comptabilité 19 ("NOC-19"), "Entités assujetties à la réglementation des tarifs - informations à fournir".

En août 2007, le CNC a publié un Résumé des décisions sur l'exposé-sondage à l'appui de l'élimination de l'exemption provisoire prévue au chapitre 1100 du Manuel de l'ICCA, "Principes comptables généralement reconnus", et de la modification du chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", afin d'exiger la constatation des passifs et des actifs d'impôts futurs, de même que la compensation des actifs et des passifs réglementaires par les entités assujetties à la réglementation des tarifs. Ces modifications seront applicables prospectivement pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2009. Le CNC a également décidé de maintenir les directives actuelles pour les activités à tarifs réglementés traitant des immobilisations corporelles, de la sortie d'actifs à long terme et de l'abandon d'activités, et des états financiers consolidés, et de conserver dans le Manuel de l'ICCA la NOC-19 existante, mais de la mettre à jour pour tenir compte des autres changements. Le CNC a également décidé que, dans la version définitive du document Historique et fondement des conclusions de son projet sur les activités à tarifs réglementés, il ne serait pas fait état des points de vue du CNC concernant le statut du Statement of Financial Accounting Standards No. 71, "Accounting for the Effects of Certain Types of Regulation", des Etats-Unis en tant qu' "autre source de PCGR" dans la hiérarchie des PCGR du Canada.

Conformément à la modification apportée au chapitre 3465, "Impôts sur les bénéfices", qui sera en vigueur le 1er janvier 2009, Fortis sera tenue de constater les actifs et les passifs d'impôts futurs et les passifs et actifs réglementaires connexes liés au montant des impôts futurs qui sera pris en compte dans les tarifs futurs de gaz et d'électricité et remboursé aux clients ou recouvré auprès de ceux-ci. Actuellement, les sociétés Terasen Gas, FortisAlberta, FortisBC et Newfoundland Power utilisent la méthode des impôts exigibles pour comptabiliser les impôts. L'incidence sur les états financiers consolidés intermédiaires de la Société, si elle avait adopté le chapitre 3465 modifié, "Impôts sur les bénéfices", au 30 septembre 2008, se serait traduite par une augmentation des actifs et passifs d'impôts futurs respectivement de 28 millions $ et 473 millions $, et par une augmentation correspondante des passifs et des actifs réglementaires respectivement de 28 millions $ et 473 millions $. Ces montants comprennent l'incidence sur les impôts futurs du règlement ultérieur des actifs et des passifs réglementaires connexes à même les tarifs imposés à la clientèle, et de la présentation distincte des actifs et passifs d'impôts futurs qui ne sont pas constatés actuellement. Fortis continue d'évaluer et de surveiller toute incidence additionnelle sur la présentation de l'information financière de la comptabilisation propre aux activités à tarifs réglementés.

Ecarts d'acquisition et actifs incorporels

Avec prise d'effet le 1er janvier 2009, la Société adoptera le nouveau chapitre 3064 du Manuel de l'ICCA, "Ecarts d'acquisition et actifs incorporels". Ce chapitre, qui remplace le chapitre 3062, "Ecarts d'acquisition et autres actifs incorporels", et le chapitre 3450, "Frais de recherche et de développement", établit les normes de comptabilisation, d'évaluation et d'information applicables aux écarts d'acquisition et aux actifs incorporels.

Les dispositions relatives à la définition et à la comptabilisation initiale des actifs incorporels, y compris les actifs incorporels générés à l'interne, sont équivalentes aux dispositions correspondantes de la Norme comptable internationale 38, "Actifs incorporels". La Société continue d'évaluer l'incidence de l'adoption de cette convention sur la présentation de l'information financière.

5. UTILISATION D'ESTIMATIONS

La préparation des états financiers consolidés intermédiaires de la Société selon les PCGR du Canada exige que la direction fasse des estimations et pose des jugements qui influent sur les montants constatés des actifs et des passifs et la présentation des actifs et des passifs éventuels à la date des états financiers, et sur les montants constatés des produits et des charges des périodes présentées. Les estimations et jugements reposent sur l'expérience historique, les conditions actuelles et plusieurs autres hypothèses jugées raisonnables dans les circonstances.

En outre, certaines estimations sont nécessaires, car les milieux réglementaires au sein desquels les services publics de la Société exercent leurs activités exigent souvent que des montants soient comptabilisés à leur valeur estimative jusqu'à ce qu'ils soient établis par l'effet de décisions réglementaires ou d'autres processus de réglementation. En raison de l'évolution des faits et des circonstances et de l'incertitude inhérente à l'élaboration d'estimations, les résultats réels pourraient être très différents des estimations actuelles. Ces estimations et jugements sont révisés de temps à autre et, lorsque des ajustements deviennent nécessaires, ils sont présentés dans les résultats au cours de la période où ils sont connus.

Les états financiers intermédiaires pourraient également utiliser davantage d'estimations que les états financiers annuels. Il n'y a pas eu de changement important des estimations comptables critiques de la Société au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 en regard de celles présentées dans le rapport de gestion de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007.

6. ACTIFS ET PASSIFS REGLEMENTAIRES

Les actifs et passifs réglementaires de la Société sont présentés ci-dessous. Une description de la nature des actifs et passifs réglementaires est fournie dans la note 4 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés 2007 de la Société.



Au Au
(en millions $) 30 septembre 2008 31 décembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires
Comptes de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas(1) 47 99
Comptes de stabilisation tarifaire -
Services publics d'électricité(2) 79 55
Actif réglementaire lié aux avantages
complémentaires de retraite ("ACR") 50 44
Impôts sur les bénéfices recouvrables
au titre des régimes d'ACR 17 16
Report des charges d'Alberta Electric
System Operator ("AESO") 36 8
Amortissement reporté des immobilisations 9 12
Compte de normalisation des effets climatiques 7 11
Dégroupement des services destinés
aux clients résidentiels 7 9
Coûts reportés des régimes de retraite 7 8
Nouvelle cotisation d'impôt du
pipeline Southern Crossing 7 7
Coûts de gestion de l'énergie 7 6
Charges locatives 6 5
Autres actifs réglementaires 31 32
--------------------------------------------------------------------------
Total des actifs réglementaires 310 312
Moins : tranche échéant à moins d'un an (133) (119)
--------------------------------------------------------------------------
Actifs réglementaires à long terme 177 193
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Au Au
(en millions $) 30 septembre 2008 31 décembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires
Provision pour coûts futurs
d'enlèvement et de remise en état des lieux 336 319
Passif au titre des produits non facturés 17 22
Passifs d'incitatifs selon les règles
d'établissement des tarifs
fondées sur le rendement 13 14
Compte de stabilisation tarifaire -
Sociétés Terasen Gas(3) 5 -
Autres passifs réglementaires 36 37
--------------------------------------------------------------------------
Total des passifs réglementaires 407 392
Moins : tranche échéant à moins d'un an (18) (20)
--------------------------------------------------------------------------
Passifs réglementaires à long terme 389 372
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Les comptes de stabilisation tarifaire de l'actif incluent le compte de
report de l'insuffisance des revenus, le compte du mécanisme de
rajustement pour la stabilisation des produits ("MRSP"), le compte de
redressement du coût des marchandises ("CRCM") et le compte de
fluctuation des coûts du gaz. Au 31 décembre 2007, les comptes de
stabilisation tarifaire comprenaient aussi le compte de redressement du
coût des activités médianes ("CRCAM"). La diminution des comptes de
stabilisation tarifaire de l'actif depuis le 31 décembre 2007 est
principalement imputable aux soldes moins élevés des comptes du MRSP et
du CRCM, de même qu'au transfert du solde du CRCAM d'un montant à
recevoir au 31 décembre 2007 à un montant à payer au 30 septembre 2008.
La variation des soldes a découlé de la comptabilisation de la variation
de la juste valeur de marché de contrats dérivés sur gaz naturel.

2) Au cours du deuxième trimestre de 2008, un ajustement à la baisse de 18
millions $ a été apporté au compte de stabilisation tarifaire de
l'énergie de Belize Electricity, reflétant principalement le rejet de
coûts du combustible et de l'électricité achetée antérieurement engagés,
en raison de la décision finale portant sur la demande de tarifs pour
2008/2009 de Belize Electricity rendue par la Public Utilities
Commission ("PUC") du Belize. Le 25 juillet 2008, Belize Electricity a
déposé auprès de la Cour suprême du Belize une requête de révision
judiciaire des règlements modifiés de 2008 sur lesquels la décision
finale était fondée, et a interjeté appel de la décision finale. La
requête a été reçue le 3 octobre 2008.

3) Le compte de stabilisation tarifaire du passif a trait au CRCAM.



7. DETTE A LONG TERME ET OBLIGATIONS LIEES AUX CONTRATS DE
LOCATION-ACQUISITION

Au Au
(en millions $) 30 septembre 2008 31 décembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dette à long terme et obligations liées
aux contrats de location acquisition 5 037 4 562
Classement à long terme des facilités
de crédit consenties (note 18) 156 530
Frais de financement de la dette reportés (36) (33)
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette à long terme et des
obligations liées aux
contrats de location-acquisition 5 157 5 059
Moins : versements à court terme au
titre de la dette à long terme et
des obligations liées aux contrats
de location acquisition (377) (436)
--------------------------------------------------------------------------
4 780 4 623
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


En février 2008, TGVI a émis des débentures de premier rang non garanties à 6,05 %, venant à échéance en février 2038, d'un capital de 250 millions $. Le produit net du placement de débentures a été affecté au remboursement des emprunts en vertu de la facilité de crédit consentie.

En avril 2008, Maritime Electric a émis des obligations hypothécaires de premier rang garanties à 6,05 %, venant à échéance en avril 2038, d'un capital de 60 millions $. Le produit net a été affecté au remboursement d'emprunts à court terme.

En avril 2008, FortisAlberta a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,85 %, venant à échéance en avril 2038, d'un capital de 100 millions $. Le produit net a été affecté au remboursement des emprunts en vertu de la facilité de crédit consentie.

En mai 2008, TGI a émis des débentures de premier rang non garanties à 5,80 %, venant à échéance en mai 2038, d'un capital de 250 millions $. Le produit net des débentures a été principalement affecté au remboursement des débentures de 188 millions $ à 6,20 % venant à échéance et des emprunts à court terme.

Au 30 septembre 2008, une tranche de 16 millions $ de la dette de Belize Electricity était en situation de défaut par rapport à certaines clauses restrictives à l'égard de ratios financiers, et des dispenses n'ont pas encore été obtenues des prêteurs. La dette a été classée à court terme au bilan consolidé au 30 septembre 2008 (note 16).



8. ACTIONS ORDINAIRES

Autorisé : un nombre illimité d'actions ordinaires sans valeur nominale.

Au Au
Emises et en circulation 30 septembre 2008 31 décembre 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Actions ordinaires 157 303 2 153 155 521 2 126
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Les actions ordinaires émises au cours de la période étaient comme suit :

Trimestre terminé le Cumul annuel au
30 septembre 2008 30 septembre 2008
Nombre Nombre
d'actions Montant d'actions Montant
(en milliers) (en millions $) (en milliers) (en millions $)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Solde d'ouverture 157 071 2 148 155 521 2 126
Conversion de
débentures - - 1 042 11
Régime d'achat
d'actions de
consommateurs 25 1 68 2
Régime de
réinvestissement
des dividendes 68 1 180 4
Régime d'achat
d'actions des
employés 67 2 224 6
Régimes
d'options sur
actions 72 1 268 4
--------------------------------------------------------------------------
Solde de clôture 157 303 2 153 157 303 2 153
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Résultat par action ordinaire

Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, les porteurs des débentures convertibles subordonnées non garanties à 6,75 % et à 5,50 % de la Société ont converti en 1 041 871 actions ordinaires de la Société une tranche d'environ 11 millions $ US des débentures.

La Société calcule le résultat par action ordinaire en fonction du nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation. Le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation s'est établi à 157,2 millions et à 154,5 millions respectivement pour les trimestres terminés le 30 septembre 2008 et le 30 septembre 2007, et à 156,9 millions et à 131,6 millions respectivement pour les neuf mois terminés les 30 septembre 2008 et 30 septembre 2007.

Le résultat dilué par action ordinaire est calculé selon la méthode du rachat d'actions pour les options et selon la méthode de la conversion hypothétique pour les titres convertibles.



Le résultat par action ordinaire s'établit comme suit :

Trois mois terminés les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2008
-------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 49

Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 157,2
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 0,31 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres dilutifs :
Options sur actions - 1,0
Actions privilégiées 4 12,8
Débentures convertibles 1 1,4
-------------------------------------------------------------------------
54 172,4
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (4) (12,9)
Débentures convertibles (1) (1,4)
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 49 158,1 0,31 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Trois mois terminés les 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007
-------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 31

Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 154,5
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 0,20 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres dilutifs :
Options sur actions - 1,3
Actions privilégiées 4 11,5
Débentures convertibles 1 3,0
-------------------------------------------------------------------------
36 170,3
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (4) (11,5)
Débentures convertibles (1) (2,1)
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 31 156,7 0,20 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel aux 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2008
-------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 169

Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 156,9
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 1,08 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres dilutifs :
Reçus de souscription1 - -
Options sur actions - 1,0
Actions privilégiées 12 12,8
Débentures convertibles 2 2,2
-------------------------------------------------------------------------
183 172,9
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées - -
Débentures convertibles (2) (1,4)
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 181 171,5 1,06 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel aux 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
2007
-------------------------------------------------------------------------
Nombre
moyen Résultat
pondéré par
Bénéfice d'actions action
(en millions $) (en millions) ordinaire
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net attribuable
aux actions ordinaires 114

Nombre moyen pondéré
d'actions en circulation 131,6
-------------------------------------------------------------------------
Résultat de base par
action ordinaire 0,86 $
-------------------------------------------------------------------------
Incidence des titres dilutifs :
Reçus de souscription(1) - 10,4
Options sur actions - 1,3
Actions privilégiées 12 11,5
Débentures convertibles 2 3,2
-------------------------------------------------------------------------
128 158,0
Moins effets antidilutifs :
Actions privilégiées (12) (11,5)
Débentures convertibles (2) (1,4)
-------------------------------------------------------------------------
Résultat dilué par
action ordinaire 114 145,1 0,79 $
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

1) La dilution est liée à la période pendant laquelle les reçus de
souscription étaient en circulation. Les reçus de souscription étaient
en circulation du 15 mars 2007 au 16 mai 2007 et ont été convertis en
actions ordinaires le 17 mai 2007.


9. ACTIONS PRIVILEGIEES

Le 23 mai 2008, la Société a émis 8 millions d'actions privilégiées de premier rang à un taux d'intérêt fixe de 5,25 % rétabli sur cinq ans de série G (les "actions privilégiées de premier rang de série G") et, le 4 juin 2008, a émis un nombre additionnel de 1,2 million d'actions privilégiées de premier rang de série G par suite de l'exercice intégral de l'option de surattribution dans le cadre du placement de 8 millions d'actions privilégiées de premier rang de série G. Les 9,2 millions d'actions privilégiées de premier rang de série G ont été émises à 25,00 $ l'action, pour un produit net après impôts de 225 millions $.

Les porteurs des actions privilégiées de premier rang de série G ont droit à des dividendes privilégiés fixes et cumulatifs au comptant au taux annuel de 1,3125 $ l'action chaque année payables par versements trimestriels jusqu'au 31 août 2013 inclusivement. Pour chaque période de cinq ans après cette date, les porteurs des actions privilégiées de premier rang de série G ont droit à des dividendes privilégiés fixes et cumulatifs au comptant d'un montant annuel par action calculé en multipliant les 25,00 $ l'action par le taux de dividende fixe annuel, soit la somme du rendement des obligations du gouvernement du Canada à cinq ans à la date de calcul du taux fixe des dividendes applicable, plus 2,13 %.

Le 1er septembre 2013 et le 1er septembre de chacune des cinq années par la suite, la Société peut, à son gré, racheter au comptant les actions privilégiées de premier rang de série G en circulation en contrepartie du versement de 25,00 $ l'action plus la totalité des dividendes courus et impayés.

Comme les actions privilégiées de premier rang de série G ne sont pas rachetables au gré de l'actionnaire, elles sont classées comme capitaux propres, et les dividendes s'y rapportant sont déduits dans l'état des résultats immédiatement avant l'établissement du bénéfice net applicable aux actions ordinaires.

10. REGIMES DE REMUNERATION A BASE D'ACTIONS

En février 2008, la Société a attribué 827 504 options sur actions ordinaires en vertu de son régime d'options sur actions de 2006 au cours moyen pondéré en fonction des volumes des cinq jours précédant immédiatement la date d'attribution, de 28,27 $. Les droits rattachés à ces options sont acquis en proportions égales sur une période de quatre ans, à chaque anniversaire de l'attribution. Les options viennent à échéance sept ans après la date d'attribution. La juste valeur de chaque option attribuée a été estimée selon le modèle de Black et Scholes à 4,76 $ par option.

En mars 2008, 18 019 unités d'actions liées au rendement, auparavant appelées unités d'actions temporairement incessibles, ont été remises au président et chef de la direction de la Société au cours de 28,36 $ par unité d'action liée au rendement, soit un montant total d'environ 0,5 million $. Le paiement a eu lieu à l'échéance de la période de trois ans pour l'attribution des unités d'actions liées au rendement, qui avait été effectuée en mars 2005, et le président et chef de la direction a respecté toutes les conditions de paiement établies par le comité des ressources humaines du conseil d'administration de Fortis.

En février 2008, 32 940 unités d'actions liées au rendement, qui viennent à échéance en février 2011, ont été attribuées au président et chef de la direction de la Société.

Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, 27 223 unités d'actions différées ont été attribuées aux administrateurs de la Société, soit la composante en actions de leur rémunération annuelle et de leurs honoraires annuels au lieu d'un paiement au comptant.

Au 30 septembre 2008, 4,2 millions d'options sur actions étaient en cours, et les droits relatifs à 2,3 millions d'options sur actions étaient acquis.

11. CUMUL DES AUTRES ELEMENTS DU RESULTAT ETENDU

Le cumul des autres éléments du résultat étendu comprend les gains et les pertes de change latents, déduction faite des activités de couverture, les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie, et les gains et les pertes sur les activités de couverture de flux de trésorerie abandonnées.



Trimestre terminé le
30 septembre 2008
-------------------------------------------------------------------------
Solde Solde de
d'ouverture Variation clôture
(en millions $) 1er juillet nette 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de change
latent(e)s sur les
investissements nets dans
des établissements étrangers
autonomes, déduction faite
des activités de couverture
après impôts (78) 7 (71)
Pertes sur instruments
financiers dérivés désignés
comme couvertures de flux
de trésorerie, après impôts (1) - (1)
Pertes nettes sur instruments
financiers dérivés
antérieurement abandonnés à
titre de couvertures de flux
de trésorerie, après impôts (5) - (5)
-------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments
du résultat étendu (84) 7 (77)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Trimestre terminé le
30 septembre 2007
-------------------------------------------------------------------------
Solde Solde de
d'ouverture Variation clôture
(en millions $) 1er juillet nette 30 septembre
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de change
latent(e)s sur les
investissements nets dans des
établissements étrangers
autonomes, déduction faite
des activités de couverture
après impôts (75) (7) (82)
Pertes sur instruments
financiers dérivés désignés
comme couvertures de flux
de trésorerie, après impôts (1) - (1)
Pertes nettes sur instruments
financiers dérivés
antérieurement abandonnés à
titre de couvertures de flux
de trésorerie, après impôts (5) - (5)
-------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres éléments
du résultat étendu (81) (7) (88)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel en 2008
--------------------------------------------------------------------------
Solde Solde de
d'ouverture Variation clôture
(en millions $) 1er janvier nette 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de change
latent(e)s sur les
investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes,
déduction faite des
activités de couverture
après impôts (82) 11 (71)
Pertes sur instruments
financiers dérivés
désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments financiers
dérivés antérieurement
abandonnés à titre de
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts (5) - (5)
--------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du
résultat étendu (88) 11 (77)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



Cumul annuel en 2007
--------------------------------------------------------------------------
Solde Montant Solde de
d'ouverture transitoire Variation clôture
(en millions $) 1er janvier 1er janvier nette 30 septembre
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
(Pertes) gains de change
latent(e)s sur les
investissements nets
dans des établissements
étrangers autonomes,
déduction faite des
activités de couverture
après impôts (51) - (31) (82)
Pertes sur instruments
financiers dérivés
désignés comme
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts - (1) - (1)
Pertes nettes sur
instruments financiers
dérivés antérieurement
abandonnés à titre de
couvertures de flux de
trésorerie, après impôts - (5) - (5)
--------------------------------------------------------------------------
Cumul des autres
éléments du
résultat étendu (51) (6) (31) (88)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


12. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS

La Société et chacune de ses filiales maintiennent un ou plusieurs régimes de retraite à prestations déterminées, régimes de retraite à cotisations déterminées et régimes enregistrés d'épargne-retraite ("REER") collectifs à l'intention de leurs employés. Le coût des arrangements à prestations déterminées s'est établi à 7 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008 (10 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2007), et à 21 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2008 (21 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2007). La récente volatilité des marchés financiers pourrait avoir une incidence sur les obligations de financement futures de la Société et de ses filiales ou sur la charge de retraite liée à leurs régimes de retraite à prestations déterminées.

Le coût des arrangements à cotisations déterminées et des REER collectifs pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008 s'est élevé à 3 millions $ (2 millions $ pour le trimestre terminé le 30 septembre 2007) et à 8 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2008 (7 millions $ depuis le début de l'exercice jusqu'au 30 septembre 2007).



13. FRAIS FINANCIERS

Trimestre terminé le Cumul annuel aux
30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2008 2007 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Intérêts - Dette à long terme
et obligations liées
aux contrats de
location-acquisition 79 81 244 185
- Emprunts à court terme 11 8 24 16
Intérêts imputés à la construction (4) (2) (8) (5)
Intérêts gagnés (1) - (2) (2)
Dividendes sur les actions
privilégiées classées
comme dette 4 4 12 12
--------------------------------------------------------------------------
89 91 270 206
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


14. IMPOTS SUR LES BENEFICES DES SOCIETES

Les impôts sur les bénéfices des sociétés diffèrent du montant qui aurait été calculé en appliquant les taux d'imposition fédéral et provinciaux canadiens prévus par la loi au bénéfice avant impôts sur les bénéfices des sociétés et part des actionnaires sans contrôle. Le tableau qui suit présente un rapprochement des impôts consolidés selon les taux prévus par la loi et des impôts consolidés selon les taux effectifs :



Trois mois terminés Neuf mois terminés
(en millions, sauf les 30 septembre les 30 septembre
indication contraire) 2008 2007 2008 2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition fédéral et
provinciaux canadiens prévus
par la loi moyens pondérés 33,4 % 35,0 % 32,1 % 35,0 %
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition prévus par
la loi appliqués au bénéfice
avant impôts sur les bénéfices
des sociétés et part des
actionnaires sans contrôle 19 $ 14 $ 75 $ 51 $
Dividendes sur
actions privilégiées 1 1 4 4
Ecart entre les taux canadiens
prévus par la loi et les taux
applicables aux filiales
étrangères(1) (5) (6) (7) (13)
Eléments capitalisés aux fins
comptables mais passés en
charges aux fins fiscales (9) (6) (25) (20)
Ecart entre l'amortissement
fiscal et autres déductions
réclamées aux fins fiscales et
les montants comptabilisés
aux fins comptables(2) (2) (1) 3 (6)
Reports réglementaires(3) 1 - 4 (2)
Règlement de l'impôt sur les
fiducies du Québec - Terasen(4) (7) - (7) -
Divers 2 - 1 1
-------------------------------------------------------------------------
Impôts sur les bénéfices
des sociétés - $ 2 $ 48 $ 15 $
-------------------------------------------------------------------------
Taux d'imposition effectif s.o. 4,9 % 20,5 % 10,3 %
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

1) Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, les
pertes nettes de Belize Electricity, découlant d'une charge de 13
millions $ au cours du deuxième trimestre de 2008, représentant la
quote-part d'environ 70 % de la Société des coûts de combustible et
d'électricité achetée de 18 millions $ antérieurement engagés qui ont
été rejetés, se sont traduites par une hausse des taux d'imposition sur
les bénéfices des sociétés calculés selon les taux effectifs pour la
période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008 par rapport à la
période correspondante de l'exercice précédent.

2) Au cours de la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, les
déductions pour amortissement fiscal de FortisAlberta ont été moins
importantes que la dotation aux amortissements. Toutefois, au cours de
la période correspondante de l'exercice précédent, les déductions pour
amortissement fiscal de FortisAlberta ont été plus élevées que la
dotation aux amortissements. Les déductions pour amortissement fiscal
plus élevées de l'exercice précédent ont été rendues nécessaires pour
contrebalancer le bénéfice imposable sur la vente, en 2007, du solde
débiteur des reports de charges de l'AESO de 2006.

3) En conséquence de l'utilisation de la méthode des impôts exigibles pour
comptabiliser les impôts sur les bénéfices des sociétés Terasen Gas, de
FortisBC et de Newfoundland Power, il n'est pas nécessaire que les
impôts sur les bénéfices relatifs à certains reports réglementaires
soient comptabilisés au moment où les coûts sont engagés. Les impôts sur
les bénéfices sont plutôt comptabilisés lorsque les coûts sont recouvrés
auprès de la clientèle à même les tarifs futurs.

4) Au cours du troisième trimestre de 2008, Terasen a conclu un règlement
avec Revenu Québec et l'Agence du revenu du Canada à l'égard de montants
dus en raison d'une modification apportée à la loi fiscale du Québec.
Cette modification a été promulguée en 2006 aux fins de contester
certaines structures fiscales canadiennes interprovinciales. En
conséquence de ce règlement, Terasen a comptabilisé une réduction
d'impôts d'environ 7,5 millions $ au troisième trimestre de 2008.



15. INFORMATION SECTORIELLE

L'information par secteur isolable s'établit comme suit :

SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Services
Publics
de gaz Services publics d'électricité
---------------------- -------------------------------------------------
Trimestre
terminé le Sociétés Total
30 septembre Terasen Elec- Elec-
2008 Gas Fortis Fortis NF Autres tricité tricité
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada Canada Caraïbes
(1) (2)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 271 74 52 94 66 286 96
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 157 - 12 51 44 107 60
Charges
d'exploitation 59 31 16 11 7 65 12
Amortissement 24 22 8 11 4 45 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 31 21 16 21 11 69 16
Frais financiers 33 10 7 8 4 29 4
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) (3) (6) 1 5 2 2 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 1 17 8 8 5 38 7
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 1 17 8 8 5 38 7
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 909 227 221 - 63 511 139
Actifs
identifiables 3 510 1 482 958 971 513 3 924 759
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 419 1 709 1 179 971 576 4 435 898
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
Immobili-
sations,
montant brut 56 78 31 17 11 137 31
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé le
30 septembre
2007
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 227 70 52 90 63 275 80
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 118 - 15 59 41 115 42
Charges
d'exploitation 56 31 16 12 7 66 11
Amortissement 23 19 7 6 4 36 7
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 30 20 14 13 11 58 20
Frais financiers 33 8 7 10 4 29 4
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 1 (3) 1 1 2 1 -
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 6
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) (4) 15 6 2 5 28 10
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires (4) 15 6 2 5 28 10
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 907 227 221 - 63 511 127
Actifs
identifiables 3 402 1 248 884 962 465 3 559 628
-------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 309 1 475 1 105 962 528 4 070 755
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 50 66 36 21 11 134 23
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Trimestre
terminé le Siège
30 septembre social Eliminations
2008 Fortis Fortis et inter- Données
(en millions $) Generation Properties autres sectorielles consolidées
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 21 56 7 (10) 727
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 2 - - (6) 320
Charges
d'exploitation 3 33 2 - 174
Amortissement 3 4 2 - 86
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 13 19 3 (4) 147
Frais financiers 2 6 19 (4) 89
Impôts sur les
bénéfices des
sociétés
(recouvrement) 2 4 (6) - -
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 4
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 9 9 (10) - 54
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 9 9 (15) - 49
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart d'acquisition - - - - 1 559
Actifs identifiables 262 537 115 (29) 9 078
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 537 115 (29) 10 637
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 6 3 1 - 234
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Trimestre
terminé le
30 septembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 17 54 8 (10) 651
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 2 - - (5) 272
Charges
d'exploitation 3 32 5 (1) 172
Amortissement 3 4 2 - 75
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 9 18 1 (4) 132
Frais financiers 2 6 21 (4) 91
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 2 4 (6) - 2
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - 6
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 5 8 (14) - 33
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 2 - 2
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 5 8 (16) - 31
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 1 545
Actifs
identifiables 229 541 121 (19) 8 461
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 229 541 121 (19) 10 006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 4 4 1 - 216
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Comprend Maritime Electric et FortisOntario

2) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and
Caicos



SERVICES PUBLICS REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Services
Publics
de gaz Services publics d'électricité
---------------------- -------------------------------------------------
Cumul
Annuel au Sociétés Total
30 septembre Terasen Elec- Elec-
2008 Gas Fortis Fortis NF Autres tricité tricité
(en millions $) Canada Alberta BC Power Canada Canada Caraïbes
(1) (2) (3)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 1 296 222 171 378 197 968 249
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 850 - 45 243 133 421 164
Charges
d'exploitation 182 96 49 38 21 204 35
Amortissement 73 63 25 33 13 134 23
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 191 63 52 64 30 209 27
Frais financiers 96 30 21 25 13 89 11
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 24 (2) 4 15 6 23 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 6
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 71 35 27 24 11 97 9
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 71 35 27 24 11 97 9
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 909 227 221 - 63 511 139
Actifs
identifiables 3 510 1 482 958 971 513 3 924 759
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 419 1 709 1 179 971 576 4 435 898
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 152 222 81 47 28 378 65
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Cumul annuel
au 30 septembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 357 202 167 359 198 926 231
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 191 - 48 239 132 419 127
Charges
d'exploitation 84 90 49 39 21 199 39
Amortissement 35 56 23 25 12 116 21
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 47 56 47 56 33 192 44
Frais financiers 48 26 19 26 13 84 11
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 2 (12) 4 9 7 8 1
Part des
actionnaires
sans contrôle - - - - - - 10
--------------------------------------------------------------------------
(Perte nette)
bénéfice net (3) 42 24 21 13 100 22
Dividendes sur
actions
privilégiées - - - - - - -
--------------------------------------------------------------------------
(Perte nette)
bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires (3) 42 24 21 13 100 22
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition 907 227 221 - 63 511 127
Actifs
identifiables 3 402 1 248 884 962 465 3 559 628
--------------------------------------------------------------------------
Total de
l'actif 4 309 1 475 1 105 962 528 4 070 755
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 64 205 108 53 26 392 70
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------



SERVICES PUBLICS NON REGLEMENTES
--------------------------------------------------------------------------
Cumul
annuel au Siège
30 septembre social Eliminations
2008 Fortis Fortis et inter- Données
(en millions $) Generation Properties autres sectorielles consolidées
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 62 155 19 (28) 2 721
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 6 - - (14) 1 427
Charges
d'exploitation 11 99 8 (4) 535
Amortissement 8 11 6 - 255
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 37 45 5 (10) 504
Frais financiers 6 18 60 (10) 270
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 7 8 (15) - 48
Part des
actionnaires
sans contrôle 2 - - - 8
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette) 22 19 (40) - 178
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 9 - 9
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net
(perte nette)
attribuable
aux actions
ordinaires 22 19 (49) - 169
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 1 559
Actifs
identifiables 262 537 115 (29) 9 078
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 262 537 115 (29) 10 637
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 13 11 4 - 623
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

Cumul
annuel au
30 septembre
2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Produits
d'exploitation 56 141 16 (27) 1 700
Coûts de
l'approvi-
sionnement
énergétique 6 - - (14) 729
Charges
d'exploitation 11 89 8 (4) 426
Amortissement 8 10 4 - 194
--------------------------------------------------------------------------
Bénéfice
d'exploitation 31 42 4 (9) 351
Frais financiers 7 18 47 (9) 206
Impôts sur les
bénéfices
des sociétés
(recouvrement) 6 8 (10) - 15
Part des
actionnaires
sans contrôle 1 - - - 11
--------------------------------------------------------------------------
(Perte nette)
bénéfice net 17 16 (33) - 119
Dividendes sur
actions
privilégiées - - 5 - 5
--------------------------------------------------------------------------
(Perte nette)
bénéfice net
attribuable
aux actions
ordinaires 17 16 (38) - 114
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ecart
d'acquisition - - - - 1 545
Actifs
identifiables 229 541 121 (19) 8 461
--------------------------------------------------------------------------
Total de l'actif 229 541 121 (19) 10 006
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Dépenses en
immobilisations,
montant brut 11 10 2 - 549
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Les sociétés Terasen Gas ont été acquises le 17 mai 2007.

2) Comprend Maritime Electric et FortisOntario

3) Comprend Belize Electricity, Caribbean Utilities et Fortis Turks and
Caicos


Les opérations intersectorielles sont faites dans le cours normal des affaires et elles sont évaluées à la valeur d'échange, soit le montant de la contrepartie établie et convenue par les parties liées. Les opérations intersectorielles importantes sont essentiellement liées à la vente d'énergie de Fortis Generation aux Services publics réglementés d'électricité dans les Caraïbes et aux autres services publics d'électricité au Canada, aux ventes d'électricité de Newfoundland Power à Fortis Properties et aux frais financiers attribués aux emprunts intersectoriels. Les opérations intersectorielles importantes pour les périodes de trois et neuf mois terminées les 30 septembre 2008 et 2007 sont décrites dans le tableau suivant :



Opérations Trimestre terminé le Cumul annuel aux
intersectorielles 30 septembre 30 septembre
(en millions $) 2008 2007 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Ventes de Fortis
Generation aux Services
publics d'électricité
réglementés dans les
Caraïbes 6 4 13 12
Ventes de Fortis
Generation aux autres
services publics
d'électricité au Canada - - 1 1
Ventes de Newfoundland
Power à Fortis Properties 1 1 3 3
Frais financiers
intersectoriels relatifs
aux emprunts suivants :
Du siège social aux
services publics
réglementés au Canada - 1 1 2
Du siège social aux
services publics
réglementés dans les
Caraïbes 1 - 3 1
Du siège social à
Fortis Properties 2 2 6 6
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


16. GESTION DU CAPITAL

Les activités principales de la Société, les services publics réglementés de distribution de gaz et d'électricité, requièrent constamment un accès à des capitaux afin de financer l'entretien et l'expansion de ses réseaux. Dans la mesure du possible, Fortis contracte des dettes au niveau de ses filiales afin d'assurer que leurs activités réglementées sont transparentes et fiscalement efficientes et qu'elles disposent d'une source de financement souple. Afin de préserver cet accès aux capitaux, la Société vise à maintenir une structure du capital à long terme consolidée composée d'environ 40 % de capitaux propres, y compris les actions privilégiées, et d'environ 60 % de titres de créance, ainsi que des notes de solvabilité propres à attirer les investisseurs.

Chaque entreprise de services publics réglementés de la Société maintient la structure du capital qui lui est propre et qui correspond à la structure du capital réputée qui est reflétée dans les tarifs imposés à la clientèle de l'entreprise de services publics. Fortis finance généralement une part importante des acquisitions à même le produit tiré de l'émission d'actions ordinaires et privilégiées.



La structure du capital consolidée de Fortis se présente comme suit :

Au Au
30 septembre 2008 31 décembre 2007
(en millions $) (%) (en millions $) (%)
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total de la dette et des
obligations liées aux
contrats de location-
acquisition (déduction faite
de la trésorerie)(1) 5 529 62,2 5 476 64,3
Actions privilégiées(2) 667 7,5 442 5,2
Capitaux propres
attribuables aux
actions ordinaires 2 691 30,3 2 601 30,5
--------------------------------------------------------------------------
Total 8 887 100,0 8 519 100,0
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Comprend la dette à long terme et les obligations liées aux contrats de
location-acquisition, incluant la tranche à moins d'un an, et les
emprunts à court terme, déduction faite de la trésorerie.

2) Comprend les actions privilégiées classées tant comme passifs à long
terme que comme capitaux propres.


Certains titres de créance à long terme de la Société comportent des clauses qui restreignent l'émission de titres de créance supplémentaires de façon à ce que la dette consolidée, excluant les actions privilégiées, ne puisse excéder 70 % de la structure du capital de la Société, comme il est défini dans les conventions de la dette à long terme. Au 30 septembre 2008, la Société et ses filiales, à l'exception de Belize Electricity, respectaient les clauses restrictives des conventions de leur dette à long terme.

En raison de la décision finale de la PUC portant sur la demande de tarifs pour 2008/2009 de Belize Electricity, cette dernière ne respecte pas certaines clauses restrictives de sa dette à l'égard de ratios financiers, entraînant un défaut à l'égard d'une tranche d'environ 16 millions $ (30 millions $ BZ) de sa dette au 30 septembre 2008, et Belize Electricity est empêchée de contracter de nouvelles dettes ou de déclarer des dividendes en vertu de certaines de ces clauses restrictives. La Société a avisé les prêteurs de cette situation et elle a demandé les dispenses appropriées. Au 30 septembre 2008, la dette susmentionnée était classée à court terme au bilan consolidé.

Les notations de solvabilité et les facilités de crédit consolidées de la Société sont décrites plus en détail à la rubrique " Risque d'illiquidité " de la note 18.



17. INSTRUMENTS FINANCIERS

La Société a désigné ses instruments financiers non dérivés consolidés
comme suit :

Au Au
30 septembre 2008 31 décembre 2007
Juste Juste
Valeur valeur Valeur valeur
(en millions $) comptable estimative comptable estimative
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Détenus à des fins de
transaction
Trésorerie et équivalents
de trésorerie(1) 68 68 58 58
Prêts et créances
Comptes clients et
autres débiteurs(1)(2)(3) 457 457 630 630
Autres montants à
recevoir de clients(1)(3)(4) 8 8 7 7
Autres passifs financiers
Emprunts à court terme(1)(3) 440 440 475 475
Comptes fournisseurs et
autres créditeurs(1)(3)(5) 644 644 714 714
Dividendes à verser(1)(3) 42 42 43 43
Dépôts de clients(1)(3)(6) 6 6 5 5
Dette à long terme, y
compris la tranche échéant
à moins d'un an(7)(8) 5 122 5 321 5 023 5 635
Actions privilégiées
classées comme dette(7)(9) 320 326 320 346
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) En raison de la nature ou de l'échéance à court terme de ces instruments
financiers, leur valeur comptable se rapproche de leur juste valeur.

2) Inclus dans les débiteurs inscrits au bilan.

3) La valeur comptable se rapproche du coût après amortissement.

4) Inclus dans les charges reportées et autres actifs au bilan.

5) Inclus dans les créditeurs et charges à payer au bilan.

6) Inclus dans les crédits reportés au bilan.

7) La valeur comptable est évaluée au coût après amortissement selon la
méthode du taux d'intérêt effectif.

8) La valeur comptable au 30 septembre 2008 est présentée déduction faite
des frais financiers reportés non amortis de 36 millions $ (33 millions
$ au 31 décembre 2007).

9) Les actions privilégiées classées comme capitaux propres sont exclues
des exigences du chapitre 3855 du Manuel de l'ICCA, "Instruments
financiers - comptabilisation et évaluation"; toutefois, la juste valeur
estimative des actions privilégiées de la Société classées comme
capitaux propres de 347 millions $ était de 326 millions $ au 30
septembre 2008 (valeur comptable de 122 millions $ et juste valeur de
107 millions $ au 31 décembre 2007).


La valeur comptable des instruments financiers inclus dans l'actif et le passif à court terme, les charges reportées et autres actifs, et les crédits reportés aux bilans consolidés se rapproche de leur juste valeur, ce qui reflète l'échéance à court terme, les conditions normales de crédit et la nature de ces instruments. La juste valeur de la dette à long terme est calculée en utilisant les cours du marché lorsqu'ils sont disponibles, ou en actualisant les flux de trésorerie futurs de chaque titre d'emprunt avec les taux de rendement estimatifs jusqu'à l'échéance de titres de créance identiques ou similaires à la date du bilan. Puisque la Société n'a pas l'intention de régler la dette à long terme avant son échéance, l'estimation de la juste valeur ne représente pas un passif réel et, par conséquent, n'inclut pas les coûts d'échange ou de règlement. La juste valeur des actions privilégiées de la Société est établie selon les cours du marché.

La Société et ses filiales ont recours aux instruments financiers dérivés pour couvrir les risques de fluctuations des taux d'intérêt, des taux de change et du cours du gaz naturel. La Société et ses filiales ne détiennent ni n'émettent d'instruments financiers dérivés à des fins de transaction. Le tableau qui suit présente un sommaire de l'évaluation des instruments financiers dérivés consolidés de la Société.



Au
30 septembre 2008
Durée
jusqu'à Nombre Valeur Juste valeur
l'échéance de comptable estimative
(Passif) actif (en années) contrats (en millions $) (en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Swaps de taux
d'intérêt 1 à 2 4 (1) (1)
Contrat de
change à terme 3 1 1 1
Dérivés sur gaz
Naturel(1) :
Swaps et options Jusqu'à 3 245 (58) (58)
Obligations
liées aux
contrats
d'achat
de gaz plus petit que 3 108 (3) (3)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

Au
31 décembre 2007

Valeur Juste valeur
comptable estimative
(Passif) actif (en millions $) (en millions $)
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------
Swaps de taux d'intérêt - -
Contrat de change à terme - -
Dérivés sur gaz naturel(1) :
Swaps et options (79) (79)
Obligations liées aux contrats d'achat de gaz 5 5
-------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------

1) La juste valeur des dérivés sur gaz naturel a été comptabilisée dans les
créditeurs au 30 septembre 2008 (dans les créditeurs et dans les
débiteurs au 31 décembre 2007).


Deux des quatre swaps de taux d'intérêt sont détenus par Fortis Properties et sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié à la dette à long terme à taux variable. La tranche efficace des variations de la valeur des swaps de taux d'intérêt de Fortis Properties est comptabilisée dans le résultat étendu. Les autres swaps de taux d'intérêt sont détenus par les sociétés Terasen Gas. Les swaps de taux d'intérêt sont désignés comme couvertures du risque de flux de trésorerie lié aux titres de créance à taux variable.

Le contrat de change à terme est détenu par TGVI et est désigné comme couverture du risque de flux de trésorerie à l'égard d'environ 55 millions $ US devant être payés en vertu d'un contrat visant la construction d'une installation de stockage de gaz naturel liquéfié ("GNL").

Les dérivés sur gaz naturel servent à bloquer le prix d'achat réel du gaz naturel, la majorité des contrats d'approvisionnement en gaz naturel étant assortis de prix variables au lieu de prix fixes. Les variations de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt, du contrat de change à terme et des dérivés sur gaz naturel des sociétés Terasen Gas sont reportées à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve d'une approbation réglementaire, aux fins de recouvrement auprès des clients ou de paiement aux clients à même les tarifs futurs.

Les swaps de taux d'intérêt sont évalués à la valeur actualisée de leurs flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux d'intérêt futurs publiées. Le contrat de change à terme est évalué à la valeur actualisée de ses flux de trésorerie futurs selon les courbes de taux de change du marché futurs publiées. La juste valeur des dérivés sur gaz naturel reflète les montants estimatifs selon les courbes de prix publiées que la Société recevrait ou paierait si elle était dans l'obligation d'acquitter toutes les obligations contractuelles en cours à la date du bilan.

La juste valeur des instruments financiers de la Société, y compris les instruments financiers dérivés, correspond à une estimation à un moment précis en fonction de renseignements concernant le marché pour ces instruments. Les estimations ne sont pas précises, du fait qu'elles mettent en jeu des incertitudes et des questions de jugement, et par conséquent, pourraient ne pas être pertinentes aux fins de la prévision du bénéfice ou des flux de trésorerie futurs de la Société.

Le bénéfice de la Société tiré des filiales étrangères autonomes et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition au moyen d'emprunts en dollars américains. L'incidence des variations du taux de change découlant de la conversion des emprunts en dollars américains de la Société désignés à titre de couvertures des investissements nets de la Société dans des établissements étrangers est présentée dans le résultat étendu. La Société peut, de temps à autre, couvrir le risque de change en concluant des contrats de change à terme.

18. GESTION DU RISQUE FINANCIER

La Société est principalement exposée au risque de crédit, au risque d'illiquidité et au risque de marché en raison des instruments financiers qu'elle détient dans le cours normal des affaires.



Risque de Risque qu'une contrepartie à un instrument financier
Crédit manque à ses obligations contractuelles aux termes de
l'instrument financier.

Risque Risque qu'une entité éprouve des difficultés à réunir
d'illiquidité les fonds nécessaires pour respecter ses engagements
aux termes des instruments financiers.

Risque de Risque que la juste valeur ou les flux de trésorerie
marché futurs liés à un instrument financier fluctuent
en raison des variations des cours du marché. La
Société est exposée au risque de change, au risque de
taux d'intérêt et au risque lié au prix des
marchandises.


Risque de crédit

En ce qui a trait à la trésorerie et aux équivalents de trésorerie, aux comptes clients et autres débiteurs et aux autres montants à recevoir des clients, la Société est exposée à un risque de crédit qui se limite à la valeur comptable au bilan. La Société et ses filiales ont élaboré diverses politiques afin de réduire le risque de crédit, notamment l'exigence de vérifier les dépôts et le crédit de certains clients et d'effectuer des débranchements ou d'avoir recours à des agences de recouvrement indépendantes dans le cas de comptes en souffrance. La Société a en général une clientèle importante et diversifiée, ce qui atténue la concentration du risque de crédit, à l'exception de la concentration du risque de crédit de FortisAlberta et des sociétés Terasen Gas comme il est décrit plus loin.

FortisAlberta fait face à une concentration de risque de crédit, car elle facture des services de distribution à un groupe relativement restreint de détaillants, de sorte que, au 30 septembre 2008, son exposition brute au risque de crédit s'établissait à environ 84 millions $, soit la valeur prévue de la facturation aux détaillants pour une période de 60 jours. La Société a atténué son exposition à environ 5 millions $ en obtenant des détaillants un dépôt au comptant, une caution, une lettre de crédit ou une note de crédit de première qualité de la part d'une importante agence de notation, ou en les obligeant à obtenir une garantie financière auprès d'une entité dont la note de crédit est de première qualité.

Les sociétés Terasen Gas sont exposées à un risque de crédit en cas de défaut des contreparties à ses instruments financiers dérivés, y compris les dérivés sur gaz naturel. Les sociétés Terasen Gas sont également exposées à un risque de crédit élevé à l'égard des ventes réelles hors réseau. Pour atténuer le risque de crédit, les sociétés Terasen Gas traitent avec des institutions très solvables, conformément aux pratiques établies en matière d'approbation de crédit. Les contreparties avec lesquelles les sociétés Terasen Gas effectuent des opérations importantes ont une notation de A ou plus. En raison des événements récents survenus sur les marchés financiers, y compris l'importante intervention dans les systèmes bancaires par des gouvernements du monde entier, les sociétés Terasen Gas ont restreint davantage le nombre de leurs contreparties financières et ont réduit le crédit consenti aux contreparties de leurs ventes réelles hors réseau, ou ont demandé des sûretés supplémentaires à ces contreparties. A ce jour, aucune contrepartie des sociétés Terasen Gas ne s'est retrouvée en situation de défaut à leur égard, et les sociétés Terasen Gas ne s'attendent pas à ce qu'une contrepartie manque à ses obligations. Les sociétés Terasen Gas ont aussi recours à des conventions de compensation afin de réduire le risque de crédit et peuvent exiger seulement le règlement net si une telle clause existe.

L'analyse chronologique des comptes clients et autres débiteurs, des actifs d'instruments financiers dérivés et des autres montants à recevoir de clients consolidés de la Société est présentée ci-dessous :



Au Au Au
(en millions $) 30 septembre 2008 30 juin 20008 31 mars 2008
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Comptes qui ne sont
pas en souffrance 399 647 676
Comptes en souffrance
de 0 à 30 jours 46 66 95
Comptes en souffrance
de 31 à 60 jours 9 18 22
Comptes en souffrance
de 61 jours et plus 26 26 20
--------------------------------------------------------------------------
480 757 813
Moins : provision pour
créances douteuses (14) (14) (14)
--------------------------------------------------------------------------
466 743 799
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------


Risque d'illiquidité

La situation financière de la Société pourrait s'en ressentir si cette dernière ou ses filiales d'exploitation ne réussissaient pas à obtenir à des conditions économiques des fonds suffisants pour, entre autres, financer les dépenses en immobilisations et rembourser la dette au fur et à mesure des échéances. La capacité d'obtenir des fonds suffisants à des conditions économiques dépend de nombreux facteurs, y compris les résultats d'exploitation et la situation financière de la Société et de ses filiales, la situation des marchés financiers et du crédit bancaire, les notes attribuées par les agences de notation et la conjoncture économique générale.

La récente volatilité des marchés financiers mondiaux pourrait se traduire par une augmentation du coût de mobilisation de capital à long terme par la Société et ses filiales et par une modification de la fréquence des émissions.

Afin d'atténuer le risque d'illiquidité, la Société et ses entreprises de services publics réglementés les plus importantes ont obtenu des facilités de crédit consenties pour plusieurs années afin de maintenir le financement à court terme des dépenses en immobilisations et les besoins saisonniers en fonds de roulement. La facilité de crédit consentie de la Société est disponible pour le financement provisoire des acquisitions et pour les besoins généraux de la Société. Selon le moment des paiements au comptant des filiales, des emprunts sur la facilité de crédit de la Société peuvent être requis de temps à autre afin de soutenir le service de la dette et le versement des dividendes. Au cours des cinq prochaines années, les échéances moyennes annuelles de la dette à long terme devraient être relativement peu élevées, soit d'environ 180 millions $. Les facilités de crédit disponibles et les échéances annuelles de la dette peu élevées apportent à la Société et à ses filiales une flexibilité pour choisir le moment de recourir aux marchés des titres de créance ou des actions.

Au 30 septembre 2008, la Société et ses filiales avaient des marges de crédit consolidées autorisées de 2,2 milliards $, dont une tranche de 1,5 milliard $ demeurait inutilisée. Les facilités de crédit sont en presque totalité contractées auprès des sept plus importantes banques canadiennes, aucune banque ne détenant plus de 25 % de ces facilités. Le sommaire qui suit présente les facilités de crédit de la Société et de ses filiales.



Services Total au Total au
Siège publics Fortis 30 31
social régle- Properties septembre décembre
(en millions $) et autres mentés 2008 2007
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------
Total des
facilités
de crédit 715 1 491 13 2 219 2 234
Facilités de crédit
utilisées :
Emprunts à
court terme - (440) - (440) (475)
Dette à long
terme (note 7)(1) (46) (110) - (156) (530)
Lettres de crédit
en cours (1) (89) (1) (91) (159)
--------------------------------------------------------------------------
Facilités de
crédit disponibles 668 852 12 1 532 1 070
--------------------------------------------------------------------------
--------------------------------------------------------------------------

1) Au 30 septembre 2008, les emprunts aux termes des facilités de crédit
classés à titre de dette à long terme incluaient 9 millions $ en
remboursements à court terme sur la dette à long terme et sur les
obligations liées aux contrats de location-acquisition inscrites au
bilan.


Aux 30 septembre 2008 et 31 décembre 2007, certains emprunts en vertu des facilités de crédit de la Société et de ses filiales étaient classés comme dette à long terme. Ces emprunts sont contractés en vertu de facilités de crédit consenties à long terme, et la direction se propose de les refinancer au moyen d'un financement permanent à long terme au cours de périodes à venir.

Des lettres de crédit antérieurement en cours de Terasen Inc. d'un montant de 50 millions $, qui étaient liées à son ancienne entreprise de transport de pétrole et garanties par une lettre de crédit fournie par l'ancienne société mère de Terasen, ont été annulées au cours du deuxième trimestre de 2008.

En avril 2008, FortisBC a renégocié et modifié sa facilité de crédit consentie non garantie renouvelable de 150 millions $, afin de repousser l'échéance d'une portion de 50 millions $ de mai 2010 à mai 2011, et celle d'une portion de 100 millions $, de mai 2008 à mai 2009. La Société a la capacité d'augmenter le montant de la facilité de crédit à un total de 200 millions $, sous réserve de l'approbation de la banque.

En avril 2008, Maritime Electric a remboursé la totalité de ses emprunts sur sa facilité de crédit non garantie de 25 millions $ à même une partie du produit d'une émission d'obligations de 60 millions $. La facilité de crédit est arrivée à échéance en mai 2008 et n'a pas été renouvelée. Au 30 septembre 2008, Maritime Electric détenait une facilité de crédit renouvelable non garantie de 50 millions $.

En juillet 2008, TGI a renégocié, selon des modalités essentiellement semblables, sa facilité de crédit consentie non garantie renouvelable de 500 millions $ et a repoussé la date d'échéance de la facilité d'août 2012 à août 2013.

En août 2008, Newfoundland Power a renégocié, selon des modalités essentiellement semblables, sa facilité de crédit consentie renouvelable de 100 millions $ et a repoussé la date d'échéance de janvier 2009 à août 2011.

De plus, la Société et ses filiales visent une note de solvabilité de qualité afin de maintenir leur accès au marché financier à des taux d'intérêt raisonnables. Au 30 septembre 2008, les notes de solvabilité de la Société s'établissaient comme suit :



Standard & Poor's A- (note de crédit à long terme de la Société et des
titres de créance non garantis)
DBRS BBB (élevé) (note de crédit des titres de créance non
garantis)


Les notes reflètent la diversité des activités de Fortis, leur nature autonome et la séparation financière de chaque filiale réglementée de Fortis, l'engagement de la direction à contenir les niveaux d'endettement au niveau de la société de portefeuille et l'effort soutenu de la Société à faire l'acquisition de services publics réglementés stables.

Le tableau suivant présente une analyse des échéances contractuelles des passifs financiers consolidés de la Société au 30 septembre 2008.



Passifs financiers
De quatre
Moins D'un an à à cinq Plus de Total
(en millions $) d'un an trois ans ans cinq ans
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------
Emprunts à court terme 440 - - - 440
Comptes fournisseurs et
autres créditeurs 644 - - - 644
Dérivés sur gaz naturel 49 12 - - 61
Dividendes à verser 42 - - - 42
Dépôts de clients 2 2 1 1 6
Dette à long terme, y compris
la tranche échéant à moins
d'un an(1) 374 299 217 4 268 5 158
Actions privilégiées
classées comme dette - - - 320 320
---------------------------------------------------------------------------
1 551 313 218 4 589 6 671
---------------------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------------------

1) A l'exclusion des frais financiers reportés de 36 millions $ inclus
dans la valeur comptable, comme indiqué à la note 17.


Risque de marché

Risque de change

Le bénéfice de la Société tiré des filiales étrangères autonomes et les investissements nets dans ces dernières sont exposés aux fluctuations du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. La Société a efficacement réduit cette exposition au moyen d'emprunts en dollars américains. Le gain ou la perte de change sur la conversion des intérêts débiteurs libellés en dollars américains contrebalance partiellement le gain ou la perte de change sur la conversion des bénéfices libellés en dollars américains tirés des investissements à l'étranger.

Au 30 septembre 2008, la totalité de la dette à long terme de 408 millions $ US de la Société était désignée à titre de couverture d'une tranche des investissements nets dans des établissements étrangers de la Société. Au 30 septembre 2008, la Société avait dans des établissements étrangers des investissements nets non encore couverts d'environ 105 millions $ US.

Au 1er janvier 2008, un raffermissement de 5 % du taux de change entre le dollar américain et le dollar canadien se serait traduit par une hausse du bénéfice de 0,4 million $ et de 0,3 million $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008, et par un recul du résultat étendu de 1 million $ et de 21 millions $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008. L'analyse de sensibilité se limite à l'incidence de la conversion des charges et des produits libellés en dollars américains sur le bénéfice et à l'incidence de la conversion des emprunts en dollars américains sur le résultat étendu. Elle ne tient pas compte du risque lié à la conversion des activités des établissements étrangers autonomes en dollars canadiens, parce que cette exposition se limite aux investissements nets dans ces établissements, qui ne constituent pas un instrument financier.

Les paiements de TGVI libellés en dollars américains en vertu d'un contrat pour la construction d'une installation de stockage de GNL sont exposés à la variation du taux de change entre le dollar américain et le dollar canadien. Pour couvrir cette exposition, TGVI a conclu un contrat de change à terme. Au 30 septembre 2008, une augmentation de 5 % du taux de change entre le dollar américain et le dollar canadien, en raison de son incidence sur l'évaluation de la juste valeur du contrat de change à terme, en l'absence de réglementation tarifaire et dans la mesure où toutes les autres variables demeurent inchangées, se serait traduite par une augmentation du résultat étendu de 0,1 million $ et de 2,6 millions $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008. De plus, TGVI a obtenu l'approbation des organismes de réglementation de reporter toute hausse ou baisse de la juste valeur du contrat de change à terme aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement à ceux-ci, à même les tarifs futurs. Par conséquent, toute variation de la juste valeur aurait eu une incidence sur les actifs ou les passifs réglementaires plutôt que sur le résultat étendu.

Risque de taux d'intérêt

La Société et ses filiales d'exploitation sont exposées au risque de taux d'intérêt lié aux emprunts à court terme et aux emprunts à taux variable. La Société et ses filiales d'exploitation peuvent conclure des swaps de taux d'intérêt afin de réduire ce risque. Au cours des neuf premiers mois de 2008, les sociétés Terasen Gas et Fortis Properties ont été parties à des swaps de taux d'intérêt afin de fixer les taux d'intérêt de leurs emprunts à taux variable. Au 1er janvier 2008, une augmentation de 50 points de base des taux d'intérêt liés à la dette à taux variable, en l'absence de réglementation tarifaire et dans la mesure où toutes les autres variables demeurent inchangées, se serait traduite par une diminution du bénéfice de 0,4 million $ et de 1,4 million $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008. En outre, certaines filiales réglementées ont obtenu l'approbation des organismes de réglementation de reporter toute hausse ou baisse des intérêts débiteurs découlant des fluctuations des taux d'intérêt liés à leur dette à taux variable aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement à ces derniers, à même les tarifs futurs. Par conséquent, compte tenu des mécanismes de reports réglementaires, l'incidence sur le bénéfice liée à l'analyse de sensibilité ci-dessus aurait été limitée à 0,1 million $ et à 0,4 million $ respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.

En date du 30 septembre 2008, une hausse de 50 points de base des taux d'intérêt, en raison de leur incidence sur l'évaluation de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt, en l'absence de réglementation tarifaire et dans la mesure où toutes les autres variables demeurent inchangées, aurait eu une incidence négligeable sur le résultat étendu pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008. De plus, les sociétés Terasen Gas ont obtenu l'approbation des organismes de réglementation de reporter toute hausse ou baisse de la juste valeur des swaps de taux d'intérêt aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement à ceux-ci, à même les tarifs futurs. Par conséquent, toute variation de la juste valeur aurait eu une incidence sur les actifs ou les passifs réglementaires plutôt que sur le résultat étendu.

En outre, certaines facilités de crédit consenties donnent lieu à des frais qui sont liés aux notes de solvabilité de la Société ou de ses filiales. Au 1er janvier 2008, une variation baissière d'un cran des notes de solvabilité de la Société et de ses filiales qui ont déjà obtenu une note de solvabilité, dans la mesure où toutes les autres variables demeurent inchangées, se serait traduite par une baisse de 0,2 million $ et de 0,5 million $ du bénéfice respectivement pour les périodes de trois et neuf mois terminées le 30 septembre 2008.

Risque lié au prix des marchandises

Les sociétés Terasen Gas sont exposées au risque lié au prix des marchandises en raison des variations du prix du marché du gaz naturel.

Ce risque est réduit en concluant des contrats dérivés qui permettent de fixer efficacement le prix du gaz naturel acheté. Les contrats dérivés sur gaz naturel sont inscrits au bilan à la juste valeur, et toute variation de la juste valeur est reportée à titre d'actif ou de passif réglementaire, sous réserve de l'approbation des organismes de réglementation, aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement à ceux-ci, à même les tarifs futurs. En date du 1er janvier 2008, si le prix du gaz naturel avait augmenté de 1 $ par gigajoule, et si toutes les autres variables étaient demeurées inchangées, la juste valeur des dérivés sur gaz naturel aurait augmenté et, en l'absence de réglementation tarifaire, le résultat étendu se serait accru de 62 millions $ pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008. Toutefois, les sociétés Terasen Gas reportent toute variation de la juste valeur des dérivés sur gaz naturel, sous réserve de l'approbation des organismes de réglementation, aux fins de recouvrement auprès des clients, ou de remboursement à ceux-ci, à même les tarifs futurs. Par conséquent, pour la période de neuf mois terminée le 30 septembre 2008, au lieu d'accroître le résultat étendu, cette augmentation aurait entraîné à la hausse les passifs réglementaires à court terme.

19. PASSIFS EVENTUELS ET ENGAGEMENTS

Passifs éventuels

La Société et ses filiales sont parties à un certain nombre de litiges et d'actions en justice dans le cours normal des affaires. Les passifs éventuels de la Société sont conformes aux informations présentées dans les états financiers consolidés annuels vérifiés de la Société pour son exercice 2007 à l'exception de ce qui suit.

Aux termes d'un accord de règlement intervenu entre FortisAlberta et Sa Majesté la Reine du chef de l'Alberta (la "Couronne"), un désistement d'action a été déposé le 10 septembre 2008 auprès de la Cour du banc de la Reine de l'Alberta, dans le district judiciaire d'Edmonton, relativement à une déclaration datée du 24 mars 2006 selon laquelle la Couronne alléguait que FortisAlberta était responsable d'un incendie survenu en octobre 2003 dans une région de la Province d'Alberta connue sous le nom de " Poll Haven Community Pasture ". Le montant payé en règlement était couvert par un contrat d'assurance entre FortisAlberta et son assureur.

Engagements

La nature et le montant des engagements de la Société sont comparables à ceux qui sont décrits dans les états financiers consolidés annuels de la Société pour l'exercice terminé le 31 décembre 2007, à l'exception des engagements de TGVI, de FortisOntario, de Maritime Electric, de Caribbean Utilities et de Fortis Turks and Caicos décrits ci-dessous.

En avril 2008, TGVI, après avoir reçu l'approbation des organismes de réglementation, a conclu un contrat avec un tiers pour l'ingénierie, l'approvisionnement et la construction d'une installation de stockage de GNL sur l'île de Vancouver. Le contrat comprend un montant d'environ 55 millions $ à être payé en dollars américains. Dans le but d'atténuer les fluctuations de change sur la portion du contrat qui est libellée en dollars américains, la société a conclu un contrat d'achat à terme en dollars américains de trois ans (voir la note 17).

FortisOntario a conclu un nouveau contrat de prise ferme de 11,5 ans avec Cornwall Electric et Marketing d'énergie Hydro-Québec Inc. pour la fourniture d'électricité et de capacité. Ce contrat, qui vient à échéance le 31 décembre 2019, remplace le contrat antérieur de deux ans qui est arrivé à échéance le 30 juin 2008. Ce contrat de prise ferme prévoit un approvisionnement d'électricité jusqu'à concurrence de 100 MW en fonction des besoins et prévoit une quantité minimale de 300 000 mégawattheures d'électricité par année couverte par le contrat à compter du 1er juillet 2008. Au 30 septembre 2008, le contrat totalisait environ 297 millions $ jusqu'au 31 décembre 2019.

Maritime Electric détient deux nouveaux contrats de prise ferme pour l'achat d'énergie ou de capacité. Au 30 septembre 2008, les contrats totalisaient environ 90 millions $ jusqu'au 30 novembre 2032. Le contrat de prise ferme avec la Société d'énergie du Nouveau-Brunswick prévoit, entre autres, la fourniture de l'électricité et de la capacité de remplacement pendant l'interruption de service de dix-huit mois pour la remise en état de la centrale nucléaire Pointe Lepreau. L'autre contrat de prise ferme vise à permettre à Maritime Electric de réserver 30 MW de capacité de transport vers les Etats-Unis sur la nouvelle International Power Line.

Caribbean Utilities a conclu un accord portant sur l'achat d'une centrale au diesel de 16 MW et de l'équipement connexe auprès d'un fournisseur d'Allemagne pour environ 24 millions $ US. La centrale devrait être mise en service à l'été 2009. Un montant d'environ 5 millions $ US avait été engagé dans le cadre de ce projet au 30 septembre 2008.

Caribbean Utilities a conclu un contrat d'achat de combustible primaire avec un important fournisseur et s'est engagée à acheter 80 % de ses besoins en combustible auprès de ce fournisseur pour l'exploitation de la centrale alimentée au diesel de Caribbean Utilities. Le contrat d'une durée de trois ans vient à échéance en avril 2010. Les quantités approximatives restantes, en millions de gallons impériaux, qui doivent être acquises annuellement pendant chacune des périodes de 12 mois prenant fin le 30 avril, s'élèvent à 26 pour 2009 et à 28 pour 2010.

Fortis Turks and Caicos a un contrat renouvelable avec un important fournisseur pour la totalité de ses besoins en combustible diesel liés à la production d'électricité. Les besoins approximatifs de combustible en vertu de ce contrat sont de 12 millions de gallons impériaux par année.

20. CHIFFRES CORRESPONDANTS

Certains chiffres correspondants ont été reclassés afin de les rendre conformes à la présentation adoptée pour la période achevée.

INFORMATION SUR LA SOCIETE

Fortis Inc. est la plus importante société de services de distribution de gaz et d'électricité du Canada détenue par des investisseurs. Avec un actif total de plus de 10,5 milliards $ et des produits annuels qui devraient s'élever à environ 3,7 milliards $, la Société sert plus de 2 000 000 de consommateurs de gaz et d'électricité. Les sociétés réglementées qu'elle détient comprennent des services de distribution d'électricité dans cinq provinces canadiennes et trois pays des Caraïbes, et un service public de gaz naturel en Colombie-Britannique. Fortis possède par ailleurs des entreprises de production non réglementées un peu partout au Canada, ainsi qu'au Belize et dans le nord de l'Etat de New York. Fortis est également propriétaire d'hôtels et d'immeubles commerciaux au Canada. Les actions de Fortis Inc. sont négociées à la Bourse de Toronto sous le symbole FTS.



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Pour le trimestre terminé le 30 septembre 2008, Fortis Inc. procédera au dépôt sur SEDAR du formulaire d'attestation des documents intermédiaires (Formulaire 52-109F2). Des renseignements supplémentaires, y compris la notice annuelle 2007 de Fortis, la circulaire de la direction et le rapport annuel, sont disponibles sur SEDAR, à l'adresse www.sedar.com, et sur le site Web de la Société, à l'adresse www.fortisinc.com.

Renseignements

  • Fortis Inc.
    Barry V. Perry
    Vice-président, Finances et directeur des finances
    709-737-2822